Внедрение децентрализованной автоматизации распределительных электрических сетей как способ повышения надежности электроснабжения



Идеи построения автоматизации сети заключаются в том, что если существуют ограничения на опережающую модернизацию распределительных сетей, то стратегия умного управления и повышения КПД может быть эффективным решением. Интеллектуальная сеть позволит оптимизировать работу энергосистемы, обеспечивая при этом более высокую надежность эксплуатации, качество энергоснабжения, потери электрической энергии, а также сокращая численность персонала на обслуживание сетей.

Распределенная автоматизация Атяшевского РЭС включает в себя использование автоматического секционирования и резервирования воздушных линий электропередачи, что и является интеллектуальным устройством для обеспечения автоматического управления электрической сетью. Эти устройства могут принимать решения на основе данных о состоянии сети и предпринимать необходимые меры для минимизации отключений потребителей в случае аварийных ситуаций. Это позволяет улучшить надежность и эффективность работы сетей.

Надежность электроснабжения — это способность электрической системы в любой интервал времени обеспечивать потребителей заданным качеством электроэнергии. Так же под понятием надёжность понимается, как стабильность напряжения и частоты, бесперебойность отпускаемой электроэнергии потребителям. Обеспечение необходимого уровня надежности системы электроснабжения является важным аспектом для обеспечения безопасности, бесперебойной работы предприятий и общественных учреждений, а также для минимизации ущерба потребителей.

Применение пунктов автоматического секционирования, позволяет отключать аварийные участки сети, полагаясь на сбор данных, без использования централизованных систем зашиты и автоматического управления, а также каналов вторичных цепей. Тем самым данный вид отключений позволяет выводить конкретный участок энергосистемы, что позволяет уменьшить число потребителей, оставшихся без электроэнергии.

Внедрение автоматизации распределённой системы в распределительных сетях 10 кВ Атяшевского РЭС осуществимо через установку пунктов автоматического секционирования на базе реклоузеров. В данной работе будет проанализирован принцип функционирования децентрализованной автоматизации на основе сравнительного анализа, централизованного и децентрализованного подходов к автоматизации распределительных сетей 10кВ Атяшевского РЭС.

Так же есть требования по выбору мест установки реклоузеров:

1. Труднодоступные места для оперативного персонала Атяшевского РЭС, где чаще всего выявляется повреждение электрической сети.
2. Потребители должны быть подключены к магистральному участку электрической сети;
3. Реклоузер размещается на опорах воздушных ЛЭП

Реклоузеры, представляют собой коммутационный аппарат на базе вакуумного выключателя со системой измерения токов и напряжений и шкафа управления с микропроцессорной системой защит и автоматики.

Выбор места установки реклоузера сводится к критериям оптимизации в электрической сети, согласно минимизации показателям надежности, с целью повышение надежности электроснабжения потребителей Атяшевского РЭС, а именно:

1. Количество ω _п и длительность отключений потребителей Т _п или группы потребителей;
2. Суммарный годовой недоотпуск электрической энергии ∆W _но ;

Основным критерием для обеспечения высокой надежности потребителей электрической системы, рассматривается суммарный годовой недоотпуск электрической энергии. Оптимизация заключается также в уменьшение этого параметра в энергетической сети в целом.

Соответственно [3] в общем виде суммарный годовой недоотпуск записывается для энергетической сети по формуле:

∆W _но = 0,01∙ ω ₀ ∙T∙L∙S _ном ∙cosφ∙k _З , кВт∙ч (1)

где ∆W _но годовой недоотпуск электроэнергии в исходной схеме, кВт·ч/год;

ω ₀ — удельная частота повреждений ВЛ-10 кВ, 1/на 100 км в год;

Т — среднее время восстановления одного устойчивого повреждения, часы; L — длина линии, км;

S _ном — номинальная мощность силового трансформатора потребительской подстанции (кВА);

cosφ — коэффициент мощности;

k _З — коэффициент загрузки силового трансформатора потребительской подстанции.

Рассмотрения количества и длительности отключений, как отдельно взятых потребителей, так и нескольких (ω _п , Т _п ) в качестве важнейших критериев повышения надежности, что и влияет на целевую функцию оптимизации и минимизации показателей. Параметры рассчитываются индивидуально для потребителей в пределах одного участка между реклоузерами по формулам:

ω _п =0,01 ∙ ω ₀ ∙ L, 1/год (2)

Т _п = ω ₀ Т, ч/год (3)

где ω ₀ — удельной частоты повреждения ВЛ–10 кВ (1/на 100 км в год);

Т _п — продолжительность отключений потребителя в год (1/ год).

С применением реклоузеров в распределительных сетях 10кВ Атяшевского РЭС с автоматическим повторным включением, может сократить отключения в сети на 20 % — при работе двукратного АПВ. Рассмотрим данный эффект, для этого вводим коэффициент учета влияния децентрализованной системы секционирования сетей на число аварийных отключений k _НУ в формуле влияющие на надежность (1–3)

Приведены значения, которые может принимать коэффициент надежности устройства (k _НУ ) в различных ситуациях.

1. k _НУ = 0, если реклоузеры отсутствуют в исходной сети. То есть, если в системе не используются устройства (АПВ), то k _НУ будет равен 0.
2. k _НУ = 0,2, когда на реклоузере используется двукратное автоматическое повторное включение (АПВ), в то время как на головном выключателе применяется только однократное (АПВ) или включение осуществляется вручную.

При внедрении децентрализованной автоматизации восстановление электроснабжения происходит быстро и автоматически благодаря выделению участка повреждения и включению резервного питания за считанные секунды. Таким образом, общее время восстановления сокращается до времени, необходимого на обход и ремонт поврежденного участка. Оценить точное влияние этого эффекта по всем факторам сложно, поэтому можно использовать усредненный показатель в 40 %. Для учета этого эффекта в расчетах вводится дополнительный коэффициент (k _ВВ = 0,6).

Расчетные формулы примут вид:

∆W _но = 0,01∙ ω ₀ (1- k _НУ )∙ k _ВВ ∙T∙L∙S _ном ∙cosφ∙k _З , кВт∙ч (4)

ω _п =0,01 ∙ ω ₀ (1- k _НУ )∙ L, 1/год (5)

Т _п = ω _п ∙ k _ВВ , ч/год (6)

Рассмотрим алгоритм выбора оптимального места установки реклоузеров на примере воздушной линий 10кВ ПС Атяшево ф. 17 — ПС Атяшево ф. 19 — Атяшевский РЭС филиала ПАО «Россети Волга» — «Мордовэнерго». Данные по точкам поставки и количеству отключений, рассматриваемых ВЛ приведены в таблице 1. Схема размещения реклоузеров представлена на рисунке 1.

Таблица 1

Пример данных об отключениях за 2023 год и технических характеристик, рассматривыаемых ВЛ

Наименование ВЛ-10кВ	Протяженность (км)	Количество потребителей	Количество отключений	Продолжительность отключений
Атяшево Ф.19	16,50	17	10	32 ч. 21мин
Атяшево Ф.17	16,50	14	11	36 ч. 36мин

Рис. 1. Схема размещения реклоузеров

Рассмотрим два варианта расположения реклоузеров:

1. Оставим существующий вариант секционированного реклоузера (R4), установленный на опоре 39;
2. Один реклоузер (R4), установленный на опоре 39, а второй (R3). установленный на опоре 163.

Произведем расчет показателей с применением упрощённых схем электрической сети при секционировании магистральных ВЛ (рис.2) и для другого варианта расположения реклоузеров при децентрализованном секционировании магистральных воздушных линиях (рис.3).

Однозначно можно сказать, что первый вариант расстановки реклоузера, позволяет выводить в ремонт силовой трансформатор 110/10 кВ на ПС «Атяшево» либо секцию шин РУ-10кВ без отключения потребителей за счет снижения времени выполнения работ по переводу нагрузки на резервный источник.

Рис. 2. Расчетная схема для варианта 1

Для каждого фидера следует рассчитать суммарный годовой недоотпуск электрической энергии для варианта 1:

∆W _но = 0,01∙ ω ₀ ∙T∙(L _маг ∙∑L _отп )∙ ∑S _ном ∙cosφ∙k _З , кВт∙ч (7)

где L _маг — длина магистрального участка линии, км;

∑L _отп — суммарная длина всех отпаек от магистрального участка линии, км;

∑ S _ном — сумма номинальных мощностей силовых трансформаторов потребительской подстанции, кВА.

Рассчитаем по формуле количество отключений для варианта 1:

ω _п =0,01 ∙ ω ₀ ∙ (L _маг +∑L _отп ), 1/год (8)

Определим по формуле длительность отключений:

Т _п = ω ₀ ∙ Т, ч/год (9)

ω ₀ = (10)

Результаты расчетов показателей надежности приведены в таблице 2 для варианта 1.

Таблица 2

Показатели надежности для вариант 1

Наименование показателей	Участок 1	Участок 2	Суммарное значение
Годовой недоотпуск электроэнергии, кВт*ч	14343,4	10021,9	24365,3
Количество отключений, 1/год	1,65	1,65	3,3
Длительность отключений, ч/год	9,9	9,9	19,8

Полагаясь на расчеты, приведенные в таблице 2, произведем расчет следующего варианта расстановки реклоузеров, что предполагает разделение одного фидера на два участка (рис.3). Показатели надежности рассчитываются для каждого участка отдельно и в целом. На втором примере с децентрализованной автоматизацией распределительных сетей 10 кВ Атяшевского РЭС, рассчитаны показатели надежности.

Рис. 3. Расчетная схема для варианта 2

Формула для расчета суммарной годовой недоотпуск для каждого участка электрической сети с децентрализованной автоматизацией:

∆W _но = 0,01∙ ω ₀ ∙(1-k _НУ ) ∙T∙ k _ВВ ∙ (L _маг ∙∑L _отп )∙ ∑S _ном.уч. ∙cosφ∙k _З , кВт∙ч (11)

где k _НУ = 0,2 — коэффициент, учитывающий влияние децентрализованной системы секционирования линий на количество аварийных отключений;

k _ВВ = 0,6 — коэффициент, учитывающий влияние децентрализованной системы секционирования на общее время восстановления электроснабжения;

∑S _ном.уч. – сумма номинальных мощностей силовых трансформаторов на участках линии, кВА.

Формула для расчета суммарного годового недоотпуска:

∆W _но2 = ∆W _ноуч1 + ∆W _ноуч2 + ∆W _ноуч1 , кВт∙ч (12)

Формула для расчета количеств отключений:

ω _п =0,01 ∙ ω ₀ ∙ (L _маг + k _НУ ) ∙ (L _маг ∙∑L _отп ), 1/год (13)

Формула для расчета длительности отключений:

Т _п = ω ₀ ∙ Т ∙ k _ВВ , ч/год (14)

Результаты расчетов показателей надежности приведены в таблице 3 для варианта 2.

Таблица 3

Показатели надежности для вариант 2

Наименование показателей	Участок 1	Участок 2	Участок 3	Суммарное значение
Годовой недоотпуск электроэнергии, кВт*ч	14343,4	2080,72	3201,12	19625,12
Количество отключений, 1/год	1,65	0,72	0,68	3,02
Длительность отключений, ч/год	9,9	2,592	2,448	14,94

Результаты расчетов надежности по двум вариантам расположения реклоузеров указаны в таблице 4.

Таблица 4

Показатели надежности расположения реклоузеров

Вариант секционирования	Количество отключений, 1/год	Длительность отключений, ч/год	Годовой недоотпуск электроэнергии, кВт*ч
1	3,3	19,8	24365,3
2	3,02	14,94	19625,12

Полагаясь на расчеты, приведенные в таблице 4, можно сделать вывод, что при использовании реклоузера R3, технико-экономическое состояние и качество электроэнергии, стало лучше, за счет децентрализованного подхода к автоматизации распределительной сети на ВЛ-10кВ Атяшево Ф.17. Следующим шагом для развития энергосистемы Атяшевского РЭС следует установить реклоузер R5 на ВЛ-10кВ Атяшево Ф.19 опоры 61.

Также хочется выделить, что в мире появились новые показатели надежности, а именно:

1. Эквивалентная продолжительность перерывов в электроснабжении на одного потребителя (SAIDI–SystemAverageInterruptionDurationIndex) — среднее время отключения одного потребителя в системе.

2. Эквивалентная частота перерывов в электроснабжении на одного потребителя (SAIFI–SystemAverageInterruptionFrequencyIndex) — среднее число перерывов на одного потребителя, который был отключен, в течение определенного периода времени.

Рассчитаем с помощью формул показателей надежности SAIDI и SAIFI:

(15)

(16)

где – количество потребителей

-го участка фидера, шт.; – количество отключений потребителей -го участка фидера, откл./год; — время перерыва электроснабжения потребителей -го участка фидера ч/год; — количество участков фидера, шт.

Расчет показателей надежности SAIDI и SAIFI приведен в таблице 5.

Таблица 5

Показатели надежности расположения реклоузеров

Вариант секционирования	SAIDI	SAIFI
1	7,3	0,988
2	4,8	0,669

По результатам проведенных расчетов видно, что показатели надежности существенно улучшились при использовании варианта 2. Данный вариант обеспечивает более высокую надежность эксплуатации, качество энергоснабжения и снижения потери электрической энергии. Годовой недоотпуск электроэнергии уменьшилось на 20 %; количество отключений уменьшилось на 10 %; длительность отключений уменьшилось на 25 %. Так же если смотреть на показатели SAIDI и SAIFI: показатель SAIDI уменьшился на 35 %, а показатель SAIFI уменьшился на 30 %.

Литература:

1. Хохлов А., Мельников Ю., Веселов Ф. и др. Распределенная энергетика в России: потенциал развития // Энергетический центр «Сколково».
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. 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.
4. 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.
5. Софьин В. В., Капустин Д. С., Туманин А. Е. ПИР на весь электросетевой комплекс // Энергоэксперт. — 2017. — 3 (62). С. 22–24.
6. Хузмиев И. К. Цифровая энергетика — основа цифровой экономики // Автоматизация и IT в энергетике. — 2017. — С. 5–10.
7. В НТЦ ФСК ЕЭС состоялась конференция по внедрению цифровых технологий в электроэнергетике // Энергоэксперт. — 2017. — С. 5.