Повышение надежности участка электрической сети 10 кВ Мокшанского района Пензенской области посредством применения реклоузеров

Под надежностью электроснабжения участка электрической сети подразумевается способность непрерывно обеспечивать потребителя электрической энергией заданного качества в соответствии с установленным графиком мощности. Основными показателями надежности являются качество отпускаемого в сеть напряжения, частоты, а также бесперебойное снабжение электрической энергией потребителя. В настоящее время обеспечение высокой надёжности систем электроснабжения имеет большое значение при проектировании новых и модернизации эксплуатируемых энергетических объектов, так как перерывы электроснабжения несут за собой негативные последствия для потребителей.

Одним из способов повышения надежности электроснабжения на участке электрической сети является установка реклоузеров. Данное оборудование позволяет автоматически отключать и включать при необходимости нагрузку со стороны повреждённого участка линии электропередач, путем анализа информации о текущем состоянии питающей линии, которая поступает с встроенных датчиков реклоузера в блок управления напрямую, без использования каналов связи. Исходя из свойств данного устройства, оптимальная расстановка реклоузеров в случае аварии, обесточит только поврежденный участок электрической сети, что позволит остальным потребителям оставаться под нагрузкой. Помимо повышения быстродействия релейной защиты, значительно упрощается локализация поврежденного участка, позволяет быстрее обнаружить и ликвидировать аварию.

Существуют несколько рекомендаций к выбору мест расположения реклоузеров:

1. Основываясь на статистике отключений, выявить наиболее повреждаемые участки;
2. Труднодоступные для оперативной бригады участки электрической сети;
3. Участок магистральной сети, имеющий отпайки с максимальным количеством потребителей;
4. Произведение длины линий, идущих от реклоузеров до группы потребителей на суммарную мощность этих потребителей, должно стремиться к одинаковому значению каждого обособленного участка сети, что позволит добиться наилучшего значения параметров надежности электроснабжения.

При выборе мест установки реклоузеров с целью повышения надёжности электроснабжения путём модернизации участка сети производится расчёт и анализ следующих показателей надежности:

• Суммарный годовой недоотпуск электрической энергии ();
• Количество и длительность отключений группы потребителей (ω_П, 1/год) и (Т_П, ч/год).

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

 (1)

где ω0 – удельная частота повреждений ВЛ 10 кВ, 1/на 100 км в год;

Т – среднее время восстановления одного устойчивого повреждения, ч;

L_МАГ – длина магистрального участка линии, км;

– суммарная длина всех отпаек от магистрального участка линии, км;

– сумма номинальных мощностей силовых трансформаторов всех КТП, кВА;

– коэффициент мощности;

K₃ – коэффициент загрузки силового трансформатора потребительских подстанций;

К_НУ – коэффициент, определяющий количество срабатываний АПВ у реклоузера на исследуемом участке сети, К_НУ = 0 при отсутствии реклоузеров, – К_НУ = 2 двухкратное АПВ, К_НУ = 0,25и – трехкратное АПВ;

К_ВВ коэффициент, компенсации времени восстановления электроснабжения, для децентрализованного распределения реклоузеров К_ВВ = 0,6.

Длительность и количество отключений группы потребителей (ω_П) и (Т_П) рассчитываются по формулам:

(2)

(3)

L – длина участка линии, км;

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

Рассмотрим методику выбора оптимального места расположения реклоузеров на примере последовательно секционирующих между собой линий ВЛ 10 кВ «Сельхозтехникумовская» яч. 111, ВЛ 10 кВ «Парижская» яч. 208, запитанные от Подстанции (ПС) 110/35/10, «Мокшан» и ВЛ 10 кВ «Мокшанская» яч. 6 – от ПС 35/10 кВ «Елизаветино». Данные ВЛ 10 кВ находятся в зоне эксплуатационной ответственности Мокшанского РЭС филиала ПАО «Россети Волга» – «Пензаэнерго». Данные по количеству отключений и времени простоя в рассматриваемых ВЛ приведены в таблице 1.

Таблица 1

Данные об отключениях по итогам 2023

Рассмотрим три варианта расположения реклоузеров:

1. Реклоузеры (R2-АВР) и (R5-АВР) установлены только в местах секционирования ВЛ 10 кВ (СР), и выполняют функцию АВР для линий (рис. 1);
2. Децентрализованный. Секционирующие линии были условно разделены на 6 групп потребителей с помощью 5 реклоузеров. Не меняют местоположения реклоузеры в местах секционирования ВЛ (R2-АВР) и (R5-АВР), к ним добавляются 3 реклоузера в удобные, с экономической точки зрения, места для установки – на существующие линейные разъеденители (ЛР). Реклоузер (R1, R3 и R4) (рис. 2);
3. Децентрализованный. Секционирующие линии также остаются разбиты на 6 групп потребилей с помощью 5 реклоузеров. Не меняют местоположения реклоузеры в местах секционирования ВЛ (R2-АВР) и (R5-АВР), к ним в том же порядке добавляются 3 реклоузера (R1, R3 и R4), но с более равномерным распределением расчётного параметра, значение которого равно произведению суммарной длины линии на данном участке сети на количество суммарной потребляемой мощности группой потребителей того же участка Реклоузер (R1, R3 и R4) (рис. 3).

Рис. 1. Упрощенная схема размещения реклоузеров вариант 1

Рис. 2. Упрощенная схема размещения реклоузеров вариант 2

Рис. 3. Упрощенная схема размещения реклоузеров вариант 3

С помощью упрощенных схем выполним расчет показателей надёжности. Вариант 1 – секционирование от смежного источника питания. Этот вариант можно рассматривать в качестве базового варианта, поскольку улучшение технико-экономических показателей достигается только за счет 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 и 35/10 на подстанциях.

Годовой недоотпуск для каждой группы потребителей варианта схемы 1 рассчитывается по формуле (1):

где Т – среднее время восстановления одного устойчивого повреждения, (T=10 ч.);

L_МАГ – длина магистрального участка линии, км;

– суммарная длина всех отпаек от магистрального участка линии, км;

– сумма номинальных мощностей силовых трансформаторов всех КТП, кВА;

– коэффициент мощности, для текущего примера ;

K₃ – коэффициент загрузки силового трансформатора потребительских подстанций, K₃=0,65;

K_НУ – коэффициент, определяющий количество срабатываний АПВ, K_НУ = 0;

K_ВВ – коэффициент, компенсации времени восстановления электроснабжения, для работ с реклоузером принимается K_ВВ = 0, так реклоузеры используются в качестве секционирования.

Тогда формула (1) для варианта схемы 1 примет вид:

. (4)

Соответственно формулы (2) и (3) примут упрощенный вид:

(5)

(6)

Суммарный годовой недоотпуск для варианта 1 рассчитывается по формуле:

(7)

Приведем пример расчёта для ВЛ 10 кВ «Сельхозтехникумовской» согласно формуле (4):

Количество отключений для варианта 1 рассчитывается по формуле (5):

Длительность отключений определяется по формуле (6):

Итоговые значения расчетов показателей надежности для варианта 1 представлены в таблице 2.

Таблица 2

Показатели надежности для варианта схемы 1

Вариант 2 и 3 – децентрализованное секционирование магистральных ВЛ с АВР. Данные варианты предполагают разделение ВЛ-10 кВ «Сельхозтехникумовская» и ВЛ-10 кВ «Парижская» на два и три участка соответственно. Показатели надежности рассчитываются отдельно для каждого участка и для всей электрической сети в целом. Общее время восстановления электроснабжения колеблется от 3 до 10 и более часов.

Годовой недоотпуск для отдельной группы потребителей электрической сети с децентрализованным секционированием, рассчитывается по формуле (1), где K_НУ = 0,2, так оборудование имеет двухкратное АПВ.

Суммарный годовой недоотпуск для варианта 2 и 3 рассчитывается по формуле:

, (8)

Итоговые значения расчетов показателей надежности для вариантов 1 и 2 представлены в таблице 3 и таблице 4 соответственно.

Таблица 3

Показатели надежности для варианта схемы 2

Таблица 4

Показатели надежности для варианта схемы 3

С целью рациональной оценки показателей надёжности, производимые различными энергетическими компаниями, был создан международный стандарт 1366 IEEE Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices, который описывает методы расчета показателей надежности в виде индексов:

• 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.
• SAIDI (System Average Interruption Duration Index) – это средняя продолжительность перерывов в электроснабжении на одного потребителя в год либо отношение общей продолжительности длительных ежегодных перерывов в работе системы к общему количеству потребителей.

Произведём расчёт индексов по формулам:

(9)

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

ω_i – количество отключений потребителей i-го участка линии, откл./год;

i – количество участков линии, шт.

, (10)

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

Показатели SAIDI и SAIFI для трёх вариантов расположения реклоузеров указаны в таблице 5

Таблица 5

Показатели надежности SAIDI и SAIFI для 3-х вариантов схем

Исходя из расчетов показателей надежности для каждого варианта схемы, можно отметить существенное улучшение всех показателей децентрализованного секционирования магистральных линий с АВР. Наилучшим вариантом для размещения реклоузеров является схема №3, так как она лучше прочих удовлетворяет всем требованиям при выборе места установки секционного оборудования. Значение годового недоотпуска электрической энергии сокращается на 79,3% и составляет 21865 кВт·ч/год при показателе базового варианта 105398,6 кВт·ч/год.

Количество отключений сокращается на 20% и составляет 3,674 (1/год) при показателе базового варианта 4,592 (1/год). Длительность отключений сокращается на 52% и составляет 13,21 (ч/год). Индексы SAIFI сократились на 75,8% и составляют 0,472, а индексы SAIDI сократились на 79,6% и составляют 1,69.