ИССЛЕДОВАНИЕ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ 10 КВ НА ОСНОВЕ РЕКЛОУЗЕРОВ ПСС-10

По сетям 6(10) кВ электроэнергия передается практически ко всем потребителям сельского хозяйства, городам с малоэтажными зданиями, коттеджным поселкам, средним и малым промышленным предприятиям, электрифицированным железным дорогам, газо- и нефтепроводам.

Потребители всегда заинтересованы в надежности и качестве электроснабжения. 70 % всех нарушений электроснабжения происходит именно в сетях этого класса напряжения, как показывает статистика [5]. Воздушные линии 6(10) кВ выработали свой нормативный ресурс почти на 40 % и нуждаются в реконструкции. Притом, что инвестиций в их техническое перевооружение и развитие не хватает [1].

Распределительные сети напряжения 6, 10 и 35 кВ (средний класс напряжения) проектируются и строятся, как правило, по радиальным схемам древовидной конфигурации с многократным резервированием магистрали. Аппараты защиты и коммутации устанавливаются на питающих центрах. Известно, что 80% повреждений, которые возникают в распределительных сетях, изначально неустойчивы и устраняются путем многократного повторного включения линии (АПВ) [4]. Но из-за ограничений, накладываемых особенностями маломасляных выключателей, АПВ в таких сетях практически не используется. И если на линии случилось повреждение любого характера, то электроснабжение теряют потребители целого фидера. Из-за невозможности достоверно определить и устранить место повреждения длительность отключения может достигать нескольких часов (в каких-то районах даже суток). Поиск поврежденного участка и последующая локализация его производится силами оперативно-выездных бригад, с привлечением большого числа людей и техники.

Помимо износа электрических сетей необходимо рассмотреть уровень аварийности. Аварийность воздушных линий 6(10) кВ характеризуется следующими значениями. Удельное количество отключений воздушной линии 6(10) кВ на 100 км длины линии составляет 6-7 раз в год, а для районов со сложными геологическими и климатическими условиями, к которым относится большинство регионов, например, Сибири – 20-30 раз в год.

Зачастую проблема повышения надежности в распределительных сетях решалась за счет увеличения линий со строительством новых подстанций, а также строительством новых линий, разукрупняющих существующие. Данный способ достаточно эффективен технически, однако требует существенных капитальных затрат на этапе строительства и больших текущих расходов на последующем этапе эксплуатации.

Другим способом повышения надежности электроснабжения потребителей в сетях среднего класса напряжения считается многократное резервирование и секционирование линии разъединителями с ручным приводом, однако ему присущи все недостатки существующих распределительных сетей, описанные выше [3]. Многолетний опыт зарубежных стран показал, что одним из наиболее эффективных путей решения данной задачи является реализация принципа децентрализованной автоматизации  и локализации аварийных режимов работы в сети на базе интеллектуальных коммутационных аппаратов нового поколения – реклоузеров.

Суть идеологии автоматического секционирования заключается в следующем:

• Сеть оснащается интеллектуальными автоматическими коммутационными аппаратами, которые по заранее запрограммированному алгоритму при возникновении аварийной ситуации позволяют автоматически и мгновенно выделять только поврежденный участок сети.
• Все изменения топологии сети происходят полностью автоматически, что исключает воздействие человеческого фактора, сеть при этом становится автоматизирована и управляема, а потребителям наносится минимальный ущерб.
• Автоматическое секционирование комплексно влияет на ключевые показатели надежности – недоотпуск электрической энергии, количество и длительность отключения потребителей.

Особенно эффективным оказывается секционирование с сетевым резервированием, когда участок линии, лишившийся основного питания, получает электроснабжение от другой неповрежденной линии. При этом перерывы в электроснабжении потребителей сокращаются более чем в 2 раза.

Можно выделить основные проблемы, которые необходимо решить или минимизировать:

• большая повреждаемость фидера;
• сложность подъезда для оперативно-выездных бригад к некоторым участкам фидера в разное время года;
• отсутствие системы диспетчеризации и информации о режимных параметрах;
• время восстановления электроснабжения;
• значительные затраты на проведение работ по поиску и локализации повреждений;
• несоответствие схемы подключения потребителей категории по надежности электроснабжения;
• ущерб для потребителей в связи с перерывами электроснабжения: повреждение оборудования, выпуск бракованной продукции и недовыпуск продукции;
• ущерб сетевой компании от перерывов электроснабжения – недоотпуск электрической энергии.

Основной технический эффект от применения реклоузеров – за счет снижения недоотпуска электроэнергии повышение надежности электроснабжения. Соответственно основной экономический эффект – снижение сумм в возможных исковых требованиях за недоотпуск электроэнергии.

Кроме того, применение реклоузеров позволит создать управляемую интеллектуальную сеть, сократить затраты на сбор, обработку и запись информации о режимах и событиях, профилактическое обслуживание линейного сетевого оборудования, поиск места повреждения на линии и повысить культуру эксплуатации распределительных сетей.

Коэффициенты SAIDI, SAIFI

В стандарте 1366 IEEE Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices [6] описаны следующие выражения для расчета показателей надежности.

• Эквивалентная продолжительность перерывов в электроснабжении на одного потребителя (SAIDI – System Average Interruption Duration Index)– среднее время отключения одного потребителя в системе.

                                         (1)

где:

Ni – количество потребителей в системе, где был перерыв в электроснабжении (i);

 – время перерыва(i), в часах;

 – общее количество потребителей в системе.

• Эквивалентная частота перерывов в электроснабжении на одного потребителя (SAIFI – System Average Interruption Frequency Index)–среднее число перерывов на одного потребителя, который был отключен, в течение определенного периода времени.

                                           (2)

где:

i – число перерывов, от 1 до n;

Ni – число потребителей в системе, где был перерыв в электроснабжении (i);

 – общее количество потребителей в системе.

Коэффициенты SAIDI, SAIFI в российском законодательстве фигурируют в Приказе Министерства энергетики Российской Федерации от 14 октября 2013 г. N 718 г. Москва "Об утверждении Методических указаний по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций", пункт 8.2 Порядок расчета значений индикативного показателя уровня надежности оказываемых услуг территориальными сетевыми организациями [2].

Показатели надежности

1.Количество отключений потребителей данного фидера:

                                        (3)

 – количество отключений потребителя или группы потребителей, откл./год;

 – удельная частота повреждений на 100 км линии в год;

 – длина участка линии, к которому подключен потребитель, км.

2.Длительность перерывов электроснабжения потребителей данного фидера:

                                                  (4)

 – количество отключений потребителя или группы потребителей, откл./год;

 – среднее время восстановления одного устойчивого повреждения, ч.

При отсутствии статистических данных по рассматриваемому участку сети время восстановления нормального электропитания потребителя  принимается равным 6-8 ч.

3.Величина недоотпуска электрической энергии потребителям:

                                             (5)

 – количество отключений потребителя или группы потребителей, откл./год;

 – среднее время восстановления одного устойчивого повреждения, ч;

 – активная мощность нагрузки подстанции, кВт.

                                        (6)

 – номинальная мощность подстанции, кВА;

  – коэффициент мощности;

 – коэффициент загрузки.

Суммарный годовой недоотпуск электрической энергии:

 , где                     (7)

 – суммарный годовой недоотпуск электроэнергии, кВт*ч/год;

 - годовой недоотпуск электроэнергии i-го потребителя, кВт*ч/год

 – количество отключений группы потребителей на данном участке, откл./год

 – среднее время восстановления одного устойчивого повреждения на данном участке, ч;

 – активная мощность потребителя, кВт.

Для учета влияния реклоузеров в схеме электроснабжения в приведенные выше формулы вводятся поправочные коэффициенты:

                                          (8)

                                                     (9)

 – коэффициент, учитывающий наличие многократных АПВ на устранение неустойчивых повреждений сети;

 - коэффициент, учитывающий влияние сокращения зоны поиска поврежденного участка за счет секционирования на общее время восстановления электроснабжения.

Применение реклоузеров позволяет повысить показатели надежности электроснабжения отдельного потребителя, группы потребителей и фидера в целом:

- за счёт влияния многократных АПВ на количество отключений при неустойчивых КЗ;

- за счёт влияния секционирования линии на снижение времени восстановления электроснабжения.

Объект исследования

Необходимо решить вопрос увеличения надежности энергоснабжения потребителей фидере л. 1-02 при помощи установки реклоузеров серии РВА/TEL в магистраль и на отпайки.

Для этого рассмотрено три варианта расположения коммутационных аппаратов (схема с 3 и 4 реклоузерами). Для всех вариантов сделан расчет показателей технического и экономического эффектов от внедрений и на их основе сделан выбор наиболее оптимального.

Предполагается, что рекомендуемая схема установки реклоузеров снизит годовой недоотпуск электроэнергии почти в 5 раз, а время перерыва энергоснабжения потребителей, в среднем в 9 раз.

Количественные оценки, которые необходимо рассчитать и которые будут определяющими при выборе варианта автоматизации системы:

• количество отключений потребителей данного фидера;
• длительность перерывов электроснабжения потребителей данного фидера;
• величина затрат на поиск и локализацию повреждений;
• величина недоотпуска электрической энергии потребителям.

Участок электрической сети образован фидерами л. 1-02 ПС 110/10 и л. 1-01 той же ПС 110/10.  Рассматриваемый участок характеризуются большой повреждаемостью и временем восстановления электроснабжения:

• удельное количество повреждений на фидере л. 1-02 составляет 7,93 отключений на 100 км при общем времени восстановления электроснабжения около 6,5 часов;
• удельное количество повреждений на фидере л. 1-01 составляет 47,16 отключений на 100 км при общем времени восстановления электроснабжения около 10,2 часов.

В связи с тем, что работы по локализации, поиску и выделению поврежденного участка на линии выполняются вручную методом последовательных переключений, количество отключений фидера и время восстановления обуславливают значительные издержки и потенциальные ущербы сетевой компании.

Для повышения надежности электроснабжения потребителей, снижения текущих издержек и ущербов сетевой компании предлагается реализовать децентрализованную систему управления аварийными режимами работы на базе реклоузеров РВА/TEL.

При повреждении на любом из участков схемы отключаются ближайшие к месту повреждения реклоузеры, тем самым выделяя поврежденный участок и восстанавливая электроснабжение на неповрежденных участках.

Выбор мест установки реклоузеров выполняется таким образом, чтобы:

• максимальное количество потребителей были подключены к магистральным участкам сети;
• выделялись участки с повреждаемостью выше среднего и труднодоступные участки сети;
• произведение суммарной длины линий на мощность для каждого участка были одного порядка, тем самым обеспечивается минимальное значение недоотпуска электрической энергии по фидеру в целом, что в конечном итоге, определяет максимальные значения параметров надежности электроснабжения для фидеров в целом.

Исходные данные

• Количество отключений фидера л.1-02 – 6 раз в год;
• Количество отключений фидера л.1-01 – 16 раз в год;

Рассчитаны коэффициенты загрузки оборудования потребителей - Кз. От ПС 110/10 кВ по фидеру л.1-01:

                    (10)

От ПС 110/10 кВ по фидеру л.1-02:

                            (11)

Поскольку коэффициент каждого потребителя неизвестен, то принимаем, что все потребители фидера загружены равномерно.

Удельную повреждаемость фидера на 100 км рассчитываем по формуле:

От подстанции 110/10 кВ по фидеру л.1-01:

                  (12)

От подстанции 110/10 кВ по фидеру л.1-02:

            (13)

Для последующего сравнения и проведения расчетов необходимо произвести разделение потребителей по группам (рисунок 1), для которых впоследствии будут рассчитываться показатели надежности электроснабжения.

Рисунок 1. Разделение потребителей по группам

Результаты расчетов технических эффектов представлены в Таблице 1:

Таблица 1.

Результаты расчетов технических эффектов

Графически результаты расчетов можно представить следующим образом:

1.Сравнение количества отключений потребителей участков в зависимости от варианта реконструкции сети. Как показывает график 1, высокая вероятность количество отключений остается при 1 варианте реконструкции.

График 1.Сравнение количества отключений потребителей участков в зависимости от  варианта реконструкции сети.

2.Сравнение длительности отключений потребителей участков в зависимости от варианта реконструкции сети. Длительность отключений существенно сократилась после внедрения в сеть реклоузеров, высокая вероятность длительности отключений также

остается при 1 варианте реконструкции.

График 2. Сравнение длительности отключений потребителей участков в зависимости от  варианта реконструкции сети.

3.Сравнение недоотпуска электрической энергии для потребителей данного фидера в зависимости от варианта реконструкции сети. Недоотпуск электроэнергии для потребителей сократился примерно в 9 раз после внедрения в сеть реклоузеров, показатели недоотпуска 2 и 3 варианта приблизительно равны, при 1 варианте реконструкции сети недоотпуск электроэнергии выше.

График 3. Сравнение недоотпуска электрической энергии для потребителей фидера в зависимости от варианта реконструкции сети.

Расчет коэффициентов SAIDI, SAIFI

Пользуясь результатами расчетов таблицы 1 и учитывая, что показатели T и  предусмотрены для годового периода, можно рассчитать показатели SAIDI и SAIFI для каждого варианта реконструкции по отношению к базовому варианту.

График 4 отображает сравнение показателей SAIDI от вариантов реконструкции для каждой группы потребителей.

График 4. Сравнение показателей SAIDI от вариантов реконструкции для каждой группы потребителей.

График 5 отображает сравнение показателей SAIFI от вариантов реконструкции для каждой группы потребителей.

График 5. Сравнение показателей SAIFI от вариантов реконструкции для каждой группы потребителей.

Проанализировав данные расчетов, можно также отметить, что наиболее низкие коэффициенты SAIDI и SAIFI были получены при реконструкции сети по 2 и 3 варианту. Это также означает, что данные коэффициенты применимы при расчетах российских распределительных сетей 6(10) кВ наравне с показателями надежности, принятыми в ГОСТах Российской Федерации.

С точки зрения надежности предпочтительным является вариант 2 с четырьмя реклоузерами и пунктом АВР, однако он практически не отличается от варианта 3. Таким образом, о его эффективности можно судить после расчета ущербов и срока окупаемости.

Расчет экономического эффекта

Согласно исходные данным для расчета и, приняв дополнительно в качестве исходных данных значения недоотпуска электрической энергии, количества и длительности отключений, которые были получены при расчетах технического эффекта, был рассчитан экономический эффект и результаты представлены в виде таблицы 2:

Таблица 2.

Результаты расчетов экономических эффектов

Результаты расчетов показывают, что варианты реконструкции 2 и 3 практически идентичны, затраты сетевой компании (издержки и ущербы) примерно равны: 70 194,43 руб. для 2 варианта и 70 416,38 руб. для 3 варианта реконструкции. Но вариант реконструкции с применением трех реклоузеров более оптимальный, чем вариант с применением четырех, так как стоимость начальных вложений меньше.

Заключение

Результаты расчетов технических и экономических показывают, что: реконструкция сети с помощью трех реклоузеров позволяет значительно сократить величину возможных ущербов для всех потребителей; применение третьего и четвертого реклоузеров для целей секционирования линии дополнительно повышает надежность электроснабжения всех потребителей фидера, и сокращает эксплуатационные издержки сетевой компании.

Вариант с применением трех реклоузеров более оптимальный, чем с применением четырех, так как при меньшей стоимости начальных вложений затраты сетевой компании (издержки и ущербы) примерно равны.

Во всех трех расчетных вариантах установлены ЗМН на головных выключателях ПС, а не на реклоузере, т.к. в этом случае действие многократных АПВ реклоузеров распространяется на все участки сети. Тем самым обеспечивается сокращение числа устойчивых отключений начальных участков линии.

В качестве варианта реконструкции рекомендуется принять вариант 3 с установленными ЗМН на выключателях  ПС 110/10 кВ. Схема реконструированных участков приведена на рисунке 2:

Рисунок 2. Схема реконструкции участков сети (л.1-02 и л.1-01) с применением трех реклоузеров на фидере л.1-02 и установленными ЗМН на выключателях ПС 110/10 кВ

Научным результатом работы можно считать повышение показателей надежности в распределительной сети 6(10) кВ с помощью установки реклоузеров. Так как реклоузеры можно отнести к интеллектуальным коммутационным аппаратам, то существует много вариантов применения данного оборудования в Smart Grids.

Реклоузеры  перспективно внедрять в сетях с возобновляемыми источниками энергии, которые в современной энергетике находят всё большее применение, для управления конфигурацией сети при различной выработке электроэнергии.

Список литературы:

1. Боков Г.С. Техническое перевооружение российских электрических сетей. Сколько это стоит? // Новости электротехники, 2002, №2, 5 с.
2. Будзко И. А. Электроснабжение сельского хозяйства / И.А. Будзко, Т.Б. Лещинская, В.И. Сукманов // М.: Колос, 2000, 496 с.
3. Бузин С.А. Современная релейная защита и автоматика для целей автоматизации воздушных электрических сетей 6-10 кВ / С.А. Бузин, В.В. Воротницкий // СПб: ООО «РК Таврида Электрик», 2010, 4 с.
4. Черкасова Н.И. Анализ состояния сельских электрических сетей 10 кВ в свете мониторинга отказов / Ползуновский вестиник №4, 2012, 6 с.
5. Черкасова Н.И. Моделирование, анализ и оптимизация потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях 10 - 0,4 кВ / Монография // Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2008, 95 с.
6. IEEE Standards 1366-2003 IEEE Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices // 2004, 44 с.