Повышение надежности электроснабжения потребителей в распределительных электрических сетях 10 кВ посредством применения пунктов автоматического секционирования

Под надежностью электроснабжения понимается способность электрической системы обеспечивать присоединенных к ней потребителей электрической энергией заданного качества в любой интервал времени. При этом понятие надежности включает в себя как бесперебойность снабжения потребителей электроэнергией, так и ее качество – стабильность частоты и напряжения. Обоснование необходимого уровня надежности систем электроснабжения имеет большое значение как на стадии проектирования, так и в процессе эксплуатации, поскольку перерывы электроснабжения могут привести к значительному ущербу потребителей и другим негативным последствиям.

Одним из способов повышения надежности электроснабжения потребителей в распределительных сетях является применение пунктов автоматического секционирования, которые позволяют отключать только аварийный участок, опираясь на локальную информацию о повреждении, обрабатываемую непосредственно в самом пункте без использования каких-либо каналов связи. В силу того, что из строя выводится лишь конкретный участок, уменьшается число потребителей, которые одновременно остаются обесточенными от повреждения. Также длительность перерывов электроснабжения сокращается благодаря повышению быстродействия релейной защиты и автоматики.

Общие рекомендации по выбору мест установки реклоузеров можно представить следующим образом:

1. Место должно быть выбрано таким образом, чтобы максимальное количество потребителей были подключены к магистральным участкам электрической сети;
2. Необходимо выявлять участки часто повреждаемые участки, особое внимания уделяя труднодоступным для оперативного персонала участкам сети;
3. Произведение суммарной длины линий на мощность для каждого участка должна стремиться к одному порядку, тем самым обеспечивая минимальное значение суммарного недоотпуска электроэнергии по фидеру в целом, что, в конечном итоге, определяет максимальные значения параметров надежности электроснабжения для фидеров в целом, но нельзя пренебрегать статистикой мест аварийных отключений на участках.

Критерием оптимизации при выборе места установки реклоузеров в электрической сети с целью повышения надежности электроснабжения потребителей является минимизация следующих показателей надежности:

• суммарный годовой недоотпуск электрической энергии (∆W_НО);
• количество и длительность отключений потребителя или группы потребителей (ω_П, Т_П).

Суммарный годовой недоотпуск электрической энергии рассматривается в качестве основного критерия, если необходимо обеспечить повышение надежности потребителей фидера в целом. Целевой функцией оптимизации является минимизация показателя недоотпуска по сети в целом.

Согласно [1] в общем виде суммарный годовой недоотпуск рассчитывается для сети по формуле:

∆W_НО = 0,01∙ω₀∙T∙L∙S_ном∙cosφ∙К_З, кВт∙ч    (1)

где ω₀ – удельная частота повреждений ВЛ 10 кВ (1/на 100 км в год); Т – среднее время восстановления одного устойчивого повреждения (ч); L – длина участка линии (км); S_ном – номинальная мощность силового трансформатора потребительской подстанции (кВА); cosφ – коэффициент мощности; К₃ – коэффициент загрузки силового трансформатора потребительской подстанции.

Количество и длительность отключений потребителя или группы потребителей (ω_П, Т_П) рассматриваются в качестве основных критериев, если надежность электроснабжения необходимо повысить адресно. В таком случае целевой функцией оптимизации является минимизация показателей в отношении конкретного потребителя или группы потребителей. В общем виде показатели рассчитываются отдельно для потребителей в пределах одного участка между реклоузерами по формулам:

ω_П=0,01 ∙ ω₀ ∙ L, 1/год    (2)

T_П = w₀Т, ч/год    (3)

где w₀ – частота повреждений ВЛ–10 кВ (1/на 100 км в год);

T_П – количество отключений потребителя в год (1/ год).

В зависимости от наличия или отсутствия автоматики повторного включения в сети, где планируется установка реклоузеров, применение децентрализованной автоматизации с многократным АПВ позволяет в среднем сократить количество отключений на 20 % – при использовании двукратного АПВ и на 25 % процентов – при трехкратном АПВ. Для оценки данного эффекта в расчетные формулы (1) – (3) вводится коэффициент К_НУ.

В практических расчетах К_НУ может принимать следующие значения: 0 – в исходной сети без реклоузеров, и, если в сети, где планируется установка реклоузеров, уже имеется автоматика повторного включения или количество циклов АПВ на реклоузерах, в соответствии с принятым алгоритмом работы равно количеству циклов АПВ на головном выключателе; 0,2 – если на реклоузере используется двукратное АПВ, а на головном выключателе АПВ однократное или выполняется вручную; 0,25 – если на реклоузере реализовано трехкратное АПВ.

При внедрении децентрализованной автоматизации выделение участка повреждения и включение резервного питания происходит автоматически, за считанные секунды. Таким образом, общее время восстановления электроснабжения фактически сокращается до величины времени, затрачиваемого непосредственно на обход и ремонт поврежденного участка. Количественно оценить этот эффект достаточно сложно, поскольку требуется значительный объем исходной информации: принятый алгоритм переездов оперативных бригад при локализации поврежденного участка, рельеф местности и средние скорости передвижения оперативных бригад. Поэтому для укрупненных расчетов эффективности можно оперировать средним показателем 40 %. Для оценки эффекта в расчетные формулы (1) – (3) вводится дополнительный коэффициент (К_ВВ = 0,6).

Таким образом, для электрической сети с децентрализованной автоматизацией формулы для расчета показателей надежности примут вид:

∆W_НО =0,01 ∙ ω₀(1 – К_НУ) ∙ T ∙ К_ВВ ∙ L ∙ S_ном ∙ cosφ ∙ К_3, кВт/ч;    (4)

w_П = 0,01 ∙ w₀ ∙ (1–К_НУ) ∙ L, 1/год,    (5)

T_П = w_П ∙ К_ВВ ∙ Т, ч/год,    (6)

Рассмотрим алгоритм выбора оптимального места установки реклоузеров на примере линий ВЛ-10 кВ «Панкратовская 2» и ВЛ-10 кВ «Дорожная 2», находящихся в зоне эксплуатационной ответственности Бессоновского РЭС филиала ПАО «Россети Волга» - «Пензаэнерго». Данные по точкам поставки и количеству отключений рассматриваемых ВЛ приведены в таблице 1. Схема размещения реклоузеров представлена на рисунке 1.

Таблица 1

Данные об отключениях за 2022 год и технических характеристиках, рассматриваемых ВЛ.

Рис. 1. Схема размещения реклоузеров

Рассмотрим три варианта расположения реклоузеров:

1. Существующий вариант секционирования реклоузер (R1) установлен на опоре 116;
2. Первый реклоузер (R1) остается на месте, второй реклоузер (R2) устанавливается на опоре 88 ВЛ-10 кВ «Панкратовская 2», третий реклоузер (R3) на опору (84) ВЛ-10 кВ «Дорожная 2»;
3. Первый реклоузер (R1) остается на месте, второй реклоузер (R2) устанавливается на опоре 49 ВЛ-10 кВ «Панкратовская 2», третий реклоузер (R3) на опору 53 ВЛ-10 кВ «Дорожная 2».

Расчет показателей выполним с использованием упрощенных схем электрической сети при секционировании магистральных ВЛ (рисунок 2) и для двух вариантов расположения реклоузеров при децентрализованном секционировании магистральных ВЛ (рисунок 3 и рисунок 4).

Первый вариант можно рассматривать в качестве базового варианта, поскольку улучшение технико-экономических показателей достигается только за снижения времени выполнения работ по переводу нагрузки на резервный источник в случае вывода в ремонт 1-й и 2-й секций шин РУ-10 кВ или при выводе в ремонт силовых трансформаторов 110/10 кВ на ПС «Арбеково 2».

Рис. 2. Расчетная схема для варианта 1

Суммарный годовой недоотпуск для каждого фидера для варианта 1 рассчитывается по формуле:

∆W_НО =0,01 ∙ ω₀ ∙ T ∙ (L_маг ∙ ΣL_отп) ∙ ∑S_ном ∙ cosφ ∙ К_3, кВт/ч;    (7)

где L_маг – длина магистрального участка линии (км);

ΣL_отп – суммарная длина всех отпаек от магистрального участка линии (км);

∑S_ном – сумма номинальных мощностей силовых трансформаторов всех КТП (кВА).

Количество отключений для варианта 1 рассчитывается по формуле:

ω_П =0,01 ∙ ω₀ ∙ (L_маг + ΣL_отп), 1/год. (8)

Длительность отключений определяется по формуле:

T_П = w₀ ∙ Т, ч/год (9)   

     (10)

Итоговые значения полученных результатов расчета показателей надежности для варианта 1представлены в таблице 2.

Таблица 2

Показатели надежности для вариант 1

Второй вариант и третий варианты предполагает разделение каждого из фидеров на два участка (рисунок 3 и рисунок 4). Показатели надежности рассчитываются отдельно для каждого участка и для всей электрической сети в целом. Расчет показателей надежности с децентрализованным секционированием сети рассмотрим на примере варианта 2.

Рис. 3. Расчетная схема для варианта 2

Рис. 4. Расчетная схема для варианта 3

Суммарный годовой недоотпуск для каждого участка электрической сети с децентрализованной автоматизацией, рассчитывается по формуле:

∆W_НО =0,01 ∙ ω₀ ∙ (1 – К_НУ) ∙ T∙ К_ВВ ∙ (L_маг∙ ΣLотп) ∙ΣSном уч ∙ cosφ ∙ К₃, кВт/ч;    (11)

где К_НУ = 0,2 – коэффициент, учитывающий влияние децентрализованной системы секционирования линий на количество аварийных отключений;

К_ВВ = 0,6 – коэффициент, учитывающий влияние децентрализованной системы секционирования на общее время восстановления электроснабжения;

ΣSном уч – сумма номинальных мощностей силовых трансформаторов КТП участка, кВА.

Суммарный годовой недоотпуск для варианта 2 рассчитывается по формуле:

∆W_НО2 = ∆W_НОуч1 + ∆W_НОуч2 +∆W_НОуч3 + ∆W_НОуч4, кВт/ч (12)

Количество отключений для варианта 2 рассчитывается по формуле:

ω_П = 0,01ω₀ (1 – К_НУ) (L_маг × ΣLотп), 1/год    (13)

Длительность отключений для варианта 2 рассчитывается по формуле:

T_П = w₀ ∙ Т ∙ К_ВВ, ч/год (14)

Итоговые значения полученных результатов расчета показателей надежности для варианта 2 представлены в таблице 3.

Таблица 3

Показатели надежности для вариант 2

Итоговые результаты расчетов показателей надежности по трём вариантам расположения реклоузеров представлены в таблице 8. зависимости величины суммарного годового недоотпуска электроэнергии от выбора варианта расположения реклоузеров в таблице 4.

Таблица 4

Показатели надежности для трёх вариантов расположения реклоузеров

В настоящее время во всем мире компании, отвечающие за распределение электрической энергии, прилагают максимальные усилия над решением проблемы перебоев в работе электрической сети, с этой целью энергосбытовые и энергоснабжающие компании измеряют индексы надежности. Этими индексами являются:

1. Средний индекс частоты прерываний в работе системы SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) – это среднее количество длительных перерывов в электроснабжении на одного потребителя в год или отношение количества ежегодных перерывов в работе системы к общему количеству потребителей.
2. Средний индекс длительности прерываний в работе системы SAIDI (System Average Interruption Duration Index) – это средняя продолжительность перерывов в электроснабжении на одного потребителя в год или отношение общей продолжительности длительных ежегодных перерывов в работе системы к общему количеству потребителей.

Приведем расчёт индексов SAIFI и SAIDI по формулам:

    (15)

где N_i – количество потребителей i-го участка фидера, шт.;

ω _i – количество отключений потребителей i-го участка фидера, откл./год;

i – количество участков фидера, шт.

     (16)

где Т_i – время перерыва электроснабжения потребителей i-го участка фидера ч/год.

Результаты показателей SAIDI и SAIFI по различным вариантам размещения реклоузеров на ВЛ № 1 приведены в таблице 5.

Таблица 5

Показатели SAIDI и SAIFI для трёх вариантов расположения реклоузеров

Анализируя результаты расчета показателей надежности, необходимо отметить существенное улучшение всех показателей при реализации децентрализованного секционирования магистральных ВЛ вариант № 2. Значение годового недоотпуска электрической энергии сокращается на 76,9 % и составляет 6620 кВт·ч/год при показателе базового варианта 28602,5 кВт·ч/год. Количество отключений сокращается на 67 % и составляет 1,6 (1/год) при показателе базового варианта 4,89 (1/год). Длительность отключений сокращается на 47,6 % и составляет 5,9 (ч/год). Индексы SAIFI сократились на 61 % и составляют 0,363, а индексы SAIDI сократились на 76,74 % и составляют 1,3.

При этом важную роль в обеспечении полученных результатов играет децентрализованная автоматизация локализации поврежденных участков и восстановления электроснабжения потребителей.

1. СТО ПАО «Россети» 34.01-2.2-032-2017 Линейное коммутационное оборудование 6-35 кВ – секционирующие пункты (реклоузеры) Том 1.1 «Общие данные», 2017 г. С. 10-12.
2. Методические рекомендации по цифровизации объектов электросетевого хозяйства и организации эксплуатации электроустановок на базе цифровых технологий. Утвержден Решением Электроэнергетического Совета СНГ Протокол № 57 от 25 декабря 2020 г. С. 13-16.
3. Клочков В.В., Данилин М.Н. Анализ влияния новых технологий в энергетике на экономику России в долгосрочной перспективе // Национальные интересы: приоритеты и безопасность. – 2015. – С. 13-28.
4. Софьин В.В., Капустин Д.С., Туманин А.Е. ПИР на весь электросетевой комплекс // Энергоэксперт. – 2017. – 3 (62). С. 22–24.
5. В НТЦ ФСК ЕЭС состоялась конференция по внедрению цифровых технологий в электроэнергетике // Энергоэксперт. – 2017. – С. 5.
6. Хузмиев И.К. Цифровая энергетика – основа цифровой экономики // Автоматизация и IT в энергетике. – 2017. – С. 5–10.
7. Хохлов А., Мельников Ю., Веселов Ф. и др. Распределенная энергетика в России: потенциал развития // Энергетический центр «Сколково». URL: https:// energy.skolkovo.ru/downloads/documents/SEneC/Research/SKOLKOVO_EneC_DE3.0_2018.02.01.pdf