Библиографическое описание:

Васильева Т. Н., Мишина Е. С. Выбор места установки реклоузера // Молодой ученый. — 2015. — №9. — С. 172-179.

Для повышения надежности электроснабжения потребителей в электрической сети устанавливают вакуумные реклоузеры серии РВА/TEL. Определяя место установки их, выбирают варианты применения и учитывают назначение, конкретные условия, конфигурацию сети и частоту аварийных событий на данном участке ЛЭП, [1,8]. Основными критериями оптимизации установки являются суммарный годовой недоотпуск электрической энергии, количество и длительность отключений потребителя или группы потребителей, минимизация этих показателей надежности электроснабжения до и после установки реклоузера.

Если необходимо обеспечить повышение надежности потребителей питающихся от основной линии электропередачи (фидера) используется такой показатель как суммарный годовой недоотпуск электрической энергии ∆Wно (кВт·ч/год). Его рассчитывают по формуле:

,                                                                           (1)

где — ω0 — удельная частота повреждений ВЛ 10 (6) кВ (1/на 100 км в год), Т– среднее время восстановления одного устойчивого повреждения (ч), L — длина участка линии (м), SУ — установленная мощность трансформатора потребительской подстанции (кВА); cosφ — коэффициент мощности; kс — коэффициент спроса.

Если необходимо повысить надежность электроснабжения конкретного потребителя или группы их, учитывают количество и длительность отключений (ωп, Тп). Их рассчитывают по соответствующим формулам:

ωп= 0,01 · ω0 · L,                                                                                                           (2)

где ωп — количество отключений потребителя в год (1/год), ω0 — удельная частота повреждений ВЛ 6–10 кВ (1/на 100 км в год), L — длина участка линии (м).

Тп = ωп · T,                                                                                                                     (3)

где Тп — длительность отключения потребителя в год (ч/год), ωп — количество отключений потребителя в год (1/год), Т — среднее время восстановления одного устойчивого повреждения (ч), [2–8].

При учете только суммарного годового недоотпуска электрической энергии, количества и длительности отключений потребителя или группы их, не учитывают изменения основных параметров электрической сети, зависящие от ее структуры.

После установки реклоузера у части потребителей, включенных по новой схеме, снижается напряжение электрической сети. Потери напряжения часто становятся большими. Положительные и отрицательные отклонения напряжения электропитания потребителей превышают требования ГОСТ 32144–2013 и составляют более 10 % от номинального напряжения Uном.

Поэтому при установке вакуумных реклоузеров серии РВА/TEL необходимо учитывать отклонения напряжения электрической энергии у потребителя.

Целью исследования являлось совершенствование методики определение оптимального места установки секционирующего реклоузера в электрических сетях воздушных линий напряжением 10 кВ с учётом результатов статистики аварийных режимов и качества электроэнергии предприятий.

Материал и методика исследования. Исследования проводили на двух подстанциях (ПС) ПС № 1 и ПС № 2 и двух отходящих от них линий, в которые по структуре территориально возможна установка реклоузера.

Определяли электрические нагрузки трансформаторных подстанций (ТП) ТП 10 / 0,4 кВ дневного и вечернего максимумов нагрузок по формулам:

Sд = ;                                                                                                              (4)

Sв = .                                                                                                               (5)

где Sд, Sв — полная мощность дневных и вечерних нагрузок соответственно; Pд, Pв — дневная и вечерняя активная мощность; cosφд, cosφв — коэффициент мощности дневных и вечерних нагрузок.

Максимальную расчетную мощность на участках сетей 10 кВ определяли с учетом коэффициентов одновременности Ко, если суммируемые нагрузки не отличались одна от другой более чем в 4 раза, и табличным методом, если отличались более чем в 4 раза

Рд1–2 = κ0д1 + Рд2);                                                                                                      (6)

Рв1–2 = κ0в1 + Рв2).                                                                                                      (7)

Исходными данными для исследований являлись: нагрузки конечных мощности дневной Рд и вечерней нагрузок Рв, длина участков L, марки провода участков ВЛ 10 кВ на участке с учетом времени использования максимальной нагрузки Тmax.

Определили значения мощностей полной, активной и коэффициента мощностей, соответственно, для дневной и вечерней нагрузок отходящих линий подстанции ПС № 1 и ПС № 2. При расчетах использовали коэффициенты одновременности и мощности.

Рассчитали текущее значение тока, потерю и отклонение напряжения для максимума нагрузки на каждом участке отходящей линии и на участках отходящих линий подстанций по нарастанию.

Потери электроэнергии определяли методом эквивалентного сопротивления.

По заданным номинальным мощностям трансформаторов определяли, активные и реактивные составляющие сопротивления и потери напряжения. По закону Киргофа определяли токи на всех участках ПС № 1 и ПС № 2.

Результаты исследования: В исследуемых воздушных линиях электрических сетей напряжением 10 кВ двух подстанций ПС № 1 и ПС № 2 и двух отходящих от них линий, по структуре территориально возможна установка реклоузера.

Отходящая линия от подстанции ПС № 1 обеспечивает электрической энергией 21 подстанцию. Из них 8 закрытых трансформаторных подстанций (ЗТП), 8 комплектных подстанций (КТП) и 5 мачтовых подстанций (МТП) с силовыми трансформаторами различной мощности от 63 до 400 кВА (рис. 1).

Отходящая линия от ПС № 2 обеспечивает электрической энергией 17 подстанций. Из них 8 — ЗТП, 5 — КТП и 4 — ЗТП, оснащенных силовыми трансформаторами различной мощности от 63 до 400 кВА (рис. 2).

Отходящая линия от ПС № 1 условно разделена на 8, а ПС № 2 на 6 участков. Такое деление обусловлено количеством ответвлений магистрали отходящей линии. Расчет начинают с конечных нагрузок участков ВЛ 10 кВ для дневных и вечерних нагрузок соответственно по исходным данным (таблица 1).

Рис. 1. Расчетная схема для отходящей линии подстанции № 1: 1 — ЗТП-400кВА, 2 — КТП-250кВА, 3 — МТП-160кВА, 4 — ЗТП-400кВА, 5 — ЗТП-400кВА, 6 — ЗТП-400кВА, 7 — КТП-250кВА, 8 — МТП-160кВА, 9 — КТП-160кВА, 10 — ЗТП-400кВА, 11 — КТП-160кВА, 12 — МТП-63кВА, 13 — КТП-250кВА, 14 — ЗТП-400кВА, 15 — МТП-250кВА, 16 — ЗТП-400кВА, 17 — ЗТП-630кВА, 18 — КТП-250кВА, 19 — КТП-250кВА, 20 — МТП-100кВА, 21 — КТП-250кВА

 

Рис. 2. Расчетная схема для отходящей линии подстанции № 2: 1 — МТП-250кВА, 2 — КТП-160кВА, 3 — ЗТП-400кВА, 4 — КТП-250кВА, 5 — ЗТП-250кВА, 6 — ЗТП-400кВА, 7 — КТП-250кВА, 8 — МТП-100кВА, 9 — МТП-63кВА, 10 — ЗТП-400кВА, 11 — КТП-160кВА, 12 — МТП-100кВА, 13 — КТП-250кВА, 14 — ЗТП-400кВА, 15 — ЗТП-400кВА, 16 — ЗТП-400кВА, 17 — ЗТП-250кВА

 

Таблица 1

Исходные данные отходящих линий подстанций ПС № 1 и ПС № 2

№ уч.

ПС№ 1

ПС№ 2

Мощность, кВт

Длина участка, L, км

Марка провода

время максим.нагрузки, Тmax, час

Мощность, кВт

Длина участка, L, км

Марка провода

время максим.нагрузки, Тmax, час

Дневная, Рд

Вечерняя, Рв

Дневная, Рд

Вечерняя, Рв

1

506

608

4,07

А-50

3600

461

573

4,2

А-50

3750

2

500

690

4,78

383

475

3,1

3

562

730

8,74

498

625

5,1

4

496

694

6,5

560

652

4,7

5

392

470

2,43

548

650

3,5

6

610

750

5,06

423

525

4,5

7

287

373

3,22

 

 

 

8

237

285

3,5

 

 

 

 

При расчетах коэффициент одновременности и коэффициент мощности принимают в соответствии с таблицей, [3,4].

Значения мощностей полной, активной и коэффициента мощностей соответственно для дневной и вечерней нагрузок отходящих линий подстанции ПС № 1 (таблица 2) и ПС № 2 (таблица 3) различаются по участкам до пяти раз.

Таблица 2

Расчетные нагрузки отходящей линии 1 подстанции № 1

№ Уч

Рд кВт

Рв кВт

κ0

сosφд

сosφв

Sд кВА

Sв кВА

8–7

471,6

592

0,9

0,83

0,91

568,2

650,5

7–6

941

1167,5

0,87

 

 

1133,7

1283

6–5

1173

1637,5

0,88

0,83

0,91

1413

1799

5–4

1418,65

1982

0,85

0,83

0,91

1709

2178

4–3

1782,6

2440,8

0,9

0,83

0,91

2147,7

2682,2

3–2

2008,6

2755,1

0,88

0,83

0,91

2420

3028

2–1

2238

2993

0,89

0,83

0,91

2696

3289

 

Таблица 3

Расчетные нагрузки отходящей линии 1 подстанции № 2

№ Уч

Рд кВт

Рв кВт

κ0

сosφд

сosφв

Sд кВА

Sв кВА

6–5

855,9

1057,5

0,9

0,83

0,91

1031,2

1162,1

5–4

1246

1502,6

0,88

0,83

0,91

1501,2

1651,2

4–3

1500

1829,7

0,86

0,83

0,91

1807,2

2010,6

3–2

1694,7

2074,2

0,9

0,83

0,91

2041,8

2279,3

2–1

1875,5

2647,2

0,87

0,83

0,91

2259,6

2909

 

Отклонение напряжения отходящей линии рассчитывают по уравнению:

δU = , (8)

где, U1 — уровень напряжения на шинах 110 кВ трансформатора каждой подстанции;

∆U’т.ГПП — потеря напряжения в трансформаторе подстанции;

∆U’т.ТП — потери в трансформаторах i-той линии;

δ Uт — добавка напряжения, создаваемая трансформаторами.

В результате отклонение напряжения на отходящей линии 1 участка 1 подстанции ПС № 1 составило:

δU1 = 104–7,3 + 15–4,28 + 5–4,25–4,23 = 103 %.

Аналогично рассчитывают отклонение напряжения на остальных участках отходящих линий подстанций по нарастанию (таблица 4 и 5).

Таблица 4

Значения токов и потери напряжения на каждом участке линии

1

2

3

4

5

6

7

8

I, А

38.7

43.8

46.4

44.1

29.9

47.6

23.7

18.1

∆U, В

184.5

247

478,5

338,2

85,7

285

90

74,7

∆U %

1,9

2,5

4,8

3,4

0,9

3

0,9

0,7

δU %

+3

+2,3

-1

-2,4

-5

-5,3

-6,1

-8,4

 

Таблица 5

Значения токов и потери напряжения на каждом участке линии ПС № 2

1

2

3

4

5

6

I, А

39,8

33

43,4

45,3

45,1

36,5

∆U, В

192,4

117,6

254,5

244,8

181,5

188,7

∆U %

1,9

1,2

2,5

2,5

1,8

1,8

δU %

+2,0

+0,3

-1,4

-3,4

-5,5

-7,3

 

Отклонение напряжения в зависимости от мощности нагрузке на участках различно (рис. 3). Оно возрастает с увеличением мощности нагрузки. Наибольшее значение отклонения для отходящей линии 1 как ПС № 1, так и ПС № 2 соответствует участкам 3 и 4.

Рис. 3. Зависимость изменения отклонения напряжения от нагрузки и протяженности отходящей линии подстанций 1 и 2

 

Рис. 4. Зависимости изменения отклонения напряжения от протяженностей отходящей линий подстанций 1 и 2

 

Для определения потери электроэнергии распределительную сеть заменяют одним эквивалентным сопротивлением Rэ и нагрузкой (током, полной мощностью), равной нагрузке головного участка Iгу в режиме наибольших нагрузок. При этом, значение эквивалентного сопротивления должно быть таково, что потери электроэнергии в нем равны нагрузочным потерям в реальной сети. Эквивалентное сопротивление представляет два последовательных эквивалентных сопротивления, отражающих потери энергии в линиях Rэл и трансформаторах Rэт.

Потери электроэнергии в сети определяют по формуле:

∆W = ∆Wл + ∆Wт = 3τ,                           (9)

где ∆Wл, ∆Wт — потери энергии в линиях и трансформаторах соответственно;

Iiл, Riл — ток и сопротивление участка линии;

Ijт, Rjт — ток и сопротивление трансформатора;

n, m — количество участков линии и трансформаторов соответственно.

Эквивалентные сопротивления линий и трансформаторов определяют по формулам:

Rэл = ;                                                                                    (10)

Rэл =                                                                                       (11)

где Sтi — установленная мощность трансформаторов, подключенной к линии n;

rэлi — коэффициент загрузки линии, равной отношению мощности нагрузки головного участка Sгуi к мощности Sтi, определяют выражением:

rэлi = Sгуi / Sтi                                                                                                                  (12)

По заданным номинальным мощностям трансформаторов, определяют активные и реактивные сопротивления, активную и реактивную составляющие потери напряжения:

rT =                                                                                                                   (13)

xT =                                                                                                                 (14)

Ua % = ;                                                                                                         (15)

Up % = .                                                                                         (16)

Рассчитывают первоначально полное, активное и реактивное сопротивления для трансформаторов каждой номинальной мощности. Нагрузку всей линии распределяют пропорционально номинальным мощностям трансформаторов, подключенных к сети. Суммарная номинальная мощность трансформатора ПС № 1 равна 5893 кВА, а ПС № 2–4483 кВА.

Токи на всех участках ПС № 1 составили: I7=12 А, I6=30,1 А, I5 = 19 А, I4 = 25,5 А, I3 = 28,3 А, I2 = 23,3 А, I1 = 23,6 А, а на участках ПС № 2: I6=26,7 А, I5 = 33 А, I4 = 37,5 А, I3 = 33,5 А, I2 = 20,6 А, I1 = 33,4 А.

Сопротивление в проводах определяют отдельно на каждом участке и на отходящих линиях ПС № 1 и ПС № 2:

rл = r0l;                                                                                                                            (17)

xл = x0l;                                                                                                                          (18)

zл = rл + jxл.                                                                                                                                                          (19)

Рассчитывают эквивалентное сопротивление линии и трансформаторов соответственно:

Rэл = = 2 Ом

Rэт = = 3,27 Ом.

Время наибольших потерь электроэнергии для подстанций определяют по формуле:

τ1 = (0,124 + )2 * 8760 = 2052 час;

τ2 = (0,124 + )2 * 8760 = 2181 час.

Годовые потери электроэнергии на всей отходящей линии каждой подстанции составили (рис. 4):

ΔW1=3I2гуRэлτ+3I2гуRэтτ=3*1722*2*2052 + 3 * 1722 * 3,27 * 2052=960 МВт ч;

ΔW2=3I2гуRэлτ+3I2гуRэтτ=3*184,82*0,71*2181 + 3 * 184,82 * 4,85 * 2181=1233 МВт ч.

Объем электрической энергия, переданной за год через головной участок каждой подстанции, равен:

W1= Рнбгунбр = U I2–1 cosφТmax = 9748 МВт*ч;

W2= Рнбгунбр = U I2–1 cosφТmax = 9778 МВт*ч.

Потери электрической энергии (в процентах от переданной энергии) составили:

ΔW1 % = ;

ΔW2 % = .

Рис. 5. Зависимость годовых потерь электроэнергии от нагрузки отходящей линии подстанций

 

Рис. 6. Зависимость годовых потерь электроэнергии от протяженности отходящей линий подстанций

 

Для определения наиболее эффективного места расположения реклоузера с учетом суммарного годового недоотпуска электрической энергии, количества и длительности отключений потребителя или группы потребителей, отклонений напряжения на участках электрической сети в зависимости от ее структуры составляют однолинейную схему двух подстанций (рис. 7).

Рис. 7. Структурная схема включения реклоузера

 

При возникновении аварий на каком-либо участке линии электропередачи с установленным секционирующим реклоузером дальнейшее развитие последствий возможно по нескольким вариантам. При коротком замыкании за местом размещения секционирующего реклоузера защитный механизм его отключит повреждённую часть линии и, с помощью устройства автоматического повторного включения (АПВ), он сделает попытку повторного включения линии, которая, по статистике, в 70 % случаях бывает успешной. При отсутствии секционирующего реклоузера в данном случае сработает защита в начале линии и она вся будет отключена, а с установленным секционирующим реклоузером, если повторное включение АПВ в начале линии окажется успешным, то часть линии электропередачи до реклоузера останется под напряжением, а часть линии за секционирующим реклоузером будет отключенной. Меняя место установки секционирующего реклоузера относительно источника электроэнергии, зоны электропередачи увеличивают или уменьшают. Недоотпуск электроэнергии потребителям и длительность ремонта уменьшается примерно вдвое за счет сокращения зоны поиска повреждения.

Определяют максимальный возможный недоотпуск электроэнергии при различных вариантах размещения секционирующего реклоузера на ЛЭП с отпайками на участках 1…14 и выбирают вариант, при котором недоотпуск электроэнергии и потери электроэнергии на самом загруженном участке будет минимальным.

Выводы:Недоотпуск электроэнергии, время ликвидации нарушения электроснабжения и отклонение напряжения, как показали расчеты, будут минимальными, если секционирующий реклоузер установить на участке 8–9 линии электропередачи, и максимальными, если секционирующий реклоузер установить на участке 3–4 линии. Первому варианту соответствует и наименьшая разница во времени устранения повреждения.

Предложения:При выборе оптимального места установки секционирующего реклоузера нами предлагается вычисление вероятной величины недоотпуска ∆Wно электроэнергии при авариях в зонах его защиты.

При этом необходимо учитывать величину недоотпуска электроэнергии при аварии на линии, конфигурацию сети, распределение мощности потребителей и потери напряжения по длине отходящей линии электропередачи.

 

Литература:

 

1.         Правила устройства электроустановок. — По состоянию на 1 февраля 2008 г. — М.: КНОРУС, 2012. — 488 с.

2.         Васильева Т. Н. Надежность электрооборудования и систем электроснабжения / Васильева Т. Н. — М.: Горячая линия — Телеком, 2014. -152 с.: ил.

3.         Лещинская Т. Б. Электроснабжение сельского хозяйства / Лещинская Т. Б., Козлов А. В. — М.: Колос, 2007. — 538 с.

4.         Герасименко А. А. Передача и распределение электрической энергии: учебное пособие / А. А. Герасименко, В. Т. Федин. — Ростов –н/Д.: Феникс, 2006.- 720 с.

5.         Шеховцов В. П. Расчет и проектирование схем электроснабжения: методическое пособие для курсового проектирования / Шеховцов В. П. — М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2004. –214 с.

6.         Лещинская Т. Б. Электроснабжение сельского хозяйства / Т. Б. Лещинская, И. В. Наумов // — КолосС. — 2008. — 656 с.

7.         Реклоузер вакуумный серии PBA/TEL. // Техническое описание продукции каталога. — URL: http://tavrida.ru/doc/?167 (Дата обращения 05.04.2014).

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle