Выбор количества и места установки секционирующих пунктов по критерию надежности электроснабжения

Введение. При превышении линиями электропередачи (ЛЭП) 0,4 кВ рекомендованной длины рационально использовать секционирование данных ЛЭП с помощью секционирующих пунктов (СП). Это позволяет повысить чувствительность защиты ЛЭП. Именно чувствительность защиты определяет максимально возможное расстояние от трансформаторной подстанции до СП по длине линии. В то же время, секционирование ЛЭП 0,4 кВ позволяет и повысить надёжность электроснабжения 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 [1, 2].

Поэтому при выборе места установки СП важно учитывать критерий надёжности электроснабжения потребителей. Этот критерий учитывает эффект от секционирования, то есть с его помощью определяется, насколько изменяется надёжность электроснабжения потребителей при установке в сети СП.

Методика выбора количества и места установки секционирующих пунктов и АВР по критерию надежности электроснабжения

После выбора количества и мест установки секционирующих пунктов и АВР по критерию чувствительности защит необходимо произвести выбор по критерию надежности электроснабжения. Для этого намечаем предварительные места установки СП и АВР с учётом критерия чувствительности защиты и с учётом распределения нагрузок (точек подключения потребителей по линии). Распределение точек подключения потребителей влияет непосредственно на эффект секционирования, так как изменяется мощность подключенной к каждому участку ЛЭП нагрузки, а каждый участок ЛЭП имеет свои показатели надёжности, такие как поток отказов, интенсивность отказов. Соответственно, задача сводится к тому, чтобы на тех участках, где подключена большая нагрузка или подключены ответственные потребители, надёжность электроснабжения была выше. Пример сети с СП приведен на рисунке 1.

Секционирующие пункты СП1 и СП2 показаны пунктирной линией, так как место установки их предварительное. Lmax.чув1– максимальные расстояние до СП1, допустимое по критерию чувствительности защиты ЛЭП.

Следующим шагом необходимо определить количество часов перерывов от аварий на каждом участке ЛЭП. Это время можно получить из статистических данных для реконструируемой сети или рассчитать.

Рисунок 1 – Пример электрической сети с секционированием

Количество часов перерывов от аварий в течение года на участке 1 (Туч1ЛЭП, ч/год) за точкой секционирования можно найти по формуле:

_т — ТВуч ¹ ЛЭП '"о уч 1 ЛЭП '^Z1 Т уч 1 ЛЭП ^—

,

где 1 1 - длина участка 1 ЛЭП 0,4 кВ с учётом отпаек, км;

Т Вуч1ЛЭП – среднее время восстановления ЛЭП, ч;

^ 0уч1ЛЭП– параметр потока отказов ЛЭП на участке 1, 1/100км·год.

Согласно литературным источникам ^ 0 для ЛЭП, выполненных неизолированным проводом, составляет 25 раз/100км·год [3], для ЛЭП, выполненных изолированным проводом - 2,7 раз/100км·год [4]. Время восстановления ЛЭП 0,4 кВ составляет от 0,58 до 5,86 часа для разных районов электрических сетей. Примем это время равным 4 часа [5].

Количество часов перерывов от аварий в течение года на участке 2 (Туч2ЛЭП, ч/год) за точкой секционирования можно найти по формуле:

...        — ТВуч 2 ЛЭП ’"о уч 2 ЛЭП '¹2

Т уч 2 ЛЭП — ----------------

I Т ВСП '"о СП 100    ^,

где Т_ВСП - время восстановления секционирующего пункта, ч;

T_Bуч2ЛЭП - время восстановления ЛЭП на участке 2 ЛЭП, ч;

^ 0уч2ЛЭП – параметр потока отказов на участке 2 ЛЭП, 1/100км·год;

^ 0СП – параметр потока отказов секционирующих пунктов, 1/100шт·год;

l 2 – длина участка 2 ЛЭП 0,4 кВ (за точкой секционирования с учётом отпаек).

Время восстановления секционирующего пункта можно принимать равным 1 час (опытные данные), если отсутствуют данные по конкретной модификации СП. Параметр потока отказов секционирующих пунктов принимается равным 2/100шт·год, если отсутствуют данные по конкретной модификации СП.

Общее количество часов аварийных перерывов на всей линии без секционирования Т ЛЭП можно найти по формуле:

_т _ ТВЛЭП'"о^

^ЛЭП 100    ^,

где T_BЛЭП - время восстановления ЛЭП, ч;

L – длина всей ЛЭП 0,4 кВ с учётом отпаек;

^ 0ЛЭП – параметр потока отказов на ЛЭП, 1/100км·год.

Следует отметить, что время восстановления на разных участках ЛЭП может приниматься одинаковым, обычно оно принимается равным 4 часа. Также, при наличии данных статистики, или на основании расчётов для конкретной ЛЭП, оно может принимать другое значение. Параметры потока отказов на разных участках ЛЭП могут приниматься одинаковыми или разными в зависимости от конструктивного исполнения данных участков. В случае, если они, а также значения времени восстановления по участкам различны, то общее количество часов аварийных перерывов на всей линии без секционирования можно найти по формуле:

Т ЛЭП ^-

Т Вуч 1 ЛЭП '"о уч 1 ЛЭП '^Z1 + Т Вуч 2 ЛЭП '"о уч 2 ЛЭП ’^Z2

,

Далее определяется ущерб от аварийных перерывов за год. Данные по ущербу можно взять фактические от потребителей, подключенных к рассматриваемой сети, или рассчитать.

Так, для всей линии без секционирования при отказе в любой её точке, или для линии с секционированием, но при отказе на участке 1, до секционирующего пункта, ущерб У СЛЭП определиться следующим образом:

^рм ЛЭП'ТмЛЭП'ТВЛЭП „    „

У слэп =У ₀ '^^ лэп =У 0       8760       , руб/год,

где y 0 - удельный ущерб, принимаем y 0 = 1,5 доллара/кВт·ч недоотпущенной электроэнергии при преобладании производственной нагрузки [6], или по источнику [7] можно определить удельный ущерб для разных категорий сельскохозяйственных потребителей, например, для смешанного состава потребителей он составляет, в ценах 1974 года 24 коп/ кВт·ч, что в пересчёте в цены 2019 года составляет 29 руб/кВт·ч;

ΔW_ЛЭП – недоотпуск электроэнергии по всей линии, кВт^ч/год;

Т_ВЛЭП – время восстановления электроснабжения по всей линии, ч;

Р МЛЭП – максимальная нагрузка потребителей, подключенных ко всей линии, кВт;

Т МЛЭП –время использования максимальной нагрузки для потребителей, подключенных ко всей линии, ч.

При установке секционирующего пункта ущерб при отказе на

участке 2 ЛЭП считаем по выражению:

У Суч 2 ЛЭП = ^у 0^ ^ уч 2 ЛЭП =У о •

РМуч 2 ЛЭП 'ТМуч 2 ЛЭП 'ТВ.уч 2 ЛЭП руб/год, (6)

8760            , где ΔWуч2ЛЭП – недоотпуск электроэнергии на участке после рассматриваемой точки секционирования, кВт^ч/год;

ТВ.уч2ЛЭП   – время восстановления электроснабжения потребителей, присоединенных на участке 2 ЛЭП после рассматриваемой точки секционирования, ч;

Р Муч2ЛЭП – максимальная нагрузка потребителей на участке 2 ЛЭП после рассматриваемой точки секционирования, кВт;

Т Муч2ЛЭП – максимальное время использования нагрузки на участке после рассматриваемой точки секционирования, ч.

4. Определяем оптимальные точки секционирования по условию максимального сокращения ущерба. Для этого находим эффект секционирования для каждой намеченной точки установки СП по формуле:

,-. _ УСуч 2 ЛЭП' Т уч 2 ЛЭП Э С — т , ^ТЛЭП

где Э С – эффект секционирования (показывает, насколько сокращается ущерб при секционировании в данной точке), руб.

Обычно при рассмотрении вопроса секционирования ЛЭП не учитывают эффект, получаемый за счёт сокращения времени плановых ремонтов ЛЭП [9]. Однако этот эффект присутствует, поскольку при наличии СП появляется возможность обслуживать ЛЭП по участкам. При этом, если обслуживание предусмотрено участка после СП, то потребители, подключенные до СП, не терпят перерыва в электроснабжении. В то же время, если в сети имеется резервирование, то наличие СП и АВР позволяет фактически устранить перерывы в электроснабжении потребителей за счёт обслуживания и ремонта ЛЭП по участкам. СП в свою очередь, оснащается перекидным рубильником для обеспечения возможности, во время его обслуживания, производить его шунтирование. Таким образом, при обслуживании СП потребители также не терпят перерывов в электроснабжении. Поэтому следует учитывать эффект и от сокращения времени плановых ремонтов при использовании СП в сети.

Среднее время одного планового ремонта определяется [9]:

1     mц ср. =Tm. И miTпл'

где m ц – количество плановых ремонтов в течение ремонтного цикла;

mi – количество плановых ремонтов в течение ремонтного цикла для i-го элемента (оборудования, участка ЛЭП), в последовательной цепи;

Тплjmax–   длительность планового перерыва элемента, максимальная из всех отключаемых в j-м простое.

Коэффициент планового простоя последовательной цепи можно определить следующим образом [9]:

q пл = Z Т плз' m i ,               (9)

где Т пл i – время плановых перерывов i- го элемента

(оборудования, участка ЛЭП), в последовательной цепи.

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, в

случае отсутствия АВР, ущерб У СЛЭПпл определиться следующим

образом:

У СЛЭПпл =y ₀ ■Ы М лэп =У о •

^Р М ЛЭП 'ТМ ЛЭП 'Т плЛЭП

8760         ,

руб/год,

где Т плЛЭП – время плановых перерывов 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, в случае отсутствия АВР, Т плЛЭП =q плЛЭП , ч.

При установке секционирующего пункта ущерб У Суч2ЛЭПрем при ремонте на участке 2 ЛЭП считаем по выражению:

_лт.₇             ^Р М уч 2 ЛЭП '^Т М уч 2 ЛЭП '^Т пл . уч 2 ЛЭП                 ,,,х

У Суч 2 ЛЭПрем =y ₀ ^AV y₄ 2 ЛЭП =У о • —------8760--------- , руб/год, (11)

где Т _{пл.уч2ЛЭП} – плановое время перерывов на участке после рассматриваемой точки секционирования, Т пл.уч2ЛЭП =q пл.уч2ЛЭП ч;

Определяем оптимальные точки секционирования по условию максимального сокращения ущерба от плановых перерывов. Для этого

находим эффект секционирования для каждой намеченной точки

установки СП по формуле:

Э спл =

У Суч 2 ЛЭПрем' Т пл . уч 2 ЛЭП ^ТплЛЭП

где Э_Спл – эффект секционирования за счёт сокращения времени на плановое обслуживание и ремонт (показывает, насколько сокращается ущерб при секционировании в данной точке), руб.

Рационально определять суммарный эффект от секционирования за счёт сокращения как времени восстановления, так и за счёт сокращения времени плановых перерывов в электроснабжении.

Этот эффект можно определить как сумму эффектов для каждой намечаемой точки секционирования:

^Эсум ^Эс + ^Эс . пл

Годовой экономический эффект Гэ. с от установки устройств секционирования определяется:

Г эспл = Э сум - ( С + р_н • К) •N_c ,              (13)

где С - годовые издержки (эксплуатационные расходы) на секционирующий пункт, руб./год;

р н - нормативный коэффициент эффективности (р_н принимается в диапазоне 0,1 …0,3, [8] для энергетики обычно равен 0,125, что соответствует сроку окупаемости 8 лет. р н можно задать исходя из желательного срока окупаемости, определив его как: р_н = 1/Срок окупаемости);

К - капитальные затраты на секционирующий пункт, руб.;

N_c - количество секционирующих пунктов (при нескольких СП в ЛЭП).

Полученные данные сводятся в таблицу 1.

Таблица 1 - Варианты места установки СП и результаты расчётов от сокращения времени плановых перерывов. ______________

	L, км	h, км	1 г , км	1__ сум , руб.	К , руб.	р н	С , руб./год	Гэ. С , руб.
СП в точке 1
СП в точке 2
СП...
СП в точкеn

Секционирующие пункты могут быть установлены во всех намеченных расчетных точках, для которых значение Гэ. С ≥ 0 . Для определения Гэ. С необходимо знать величину капитальных затрат и эксплуатационных расходов (годовых издержек), включающих расходы на амортизацию (принимается в зависимости от срока службы СП, например, при сроке службы 20 лет составляет 5%, определяется как: 1/срок службы), затраты на текущий ремонт и зарплату эксплуатационного персонала на секционирующую установку (определяются по принятым в организации, внедряющей СП методикам). Можно принимать значение С в процентном соотношении к капитальным вложениям в диапазоне 7.. .15%.

Для определения оптимальных точек секционирования при использовании нескольких устройств нужно найти эффективности секционирования Э С для всех возможных вариантов установки. Вариант с максимальным экономическим эффектом будет оптимальным.

Максимальный экономический эффект обеспечивается при использовании автоматического секционирования совместно с автоматическим резервированием. При выборе места установки пункта АВР пользуются теми же выражениями для определения времени перерывов в электроснабжении и ущерба, но с учётом того участка, для которого производится расчёт. Задача сводится к тому, чтобы из имеющихся устройств, обеспечивающих повышение надежности электроснабжения, выбрать такое их сочетание, которое обеспечивало бы бесперебойное электроснабжение потребителей при минимальных общих затратах на проведение этих мероприятий.

Заключение.

По итогам выполненного исследования можно сделать следующие выводы:

• 1.    При превышении линиями электропередачи (ЛЭП) 0,4 кВ рекомендованной длины рационально использовать секционирование данных ЛЭП с помощью секционирующих пунктов (СП). Это позволяет получить эффект не только за счёт повышения чувствительности защитных аппаратов, установленных в ЛЭП, но и за счёт повышения надёжности электроснабжения потребителей.

• 2.    При определении эффекта от секционирования рационально определять эффект как от сокращения времени восстановления электроснабжения потребителей, так и от сокращения времени плановых перерывов на обслуживание и ремонт ЛЭП.

Vinogradova. – Orel : Izd-vo FGBOU VO Orlovskij GAU, 2016. – 224 s.