Ключевые слова: система электроснабжения, реклоузер, надежность, отходящая линия.
Передача электрической энергии по воздушным электрическим сетям, имеющим значительный износ производственных фондов (70–80 %), сопровождается большими её потерями. Высокая степень износа характерна для сельских отходящих линий электропередачи (фидеров) напряжением 6–10 кВ. Протяженность отдельных из них достигает 40–50 км, поэтому сети линий электропередачи (ЛЭП) в сельской местности, требующие ремонта и реконструкции, очень велики, [1, 2, 3].
Величина убытков и возможные отрицательные последствия для производства из-за отказов воздушных линий электропередачи, экономически обосновывают требование первоочередной модернизации или замены электроустановок. При этом проводят анализ, учитывают техническое состояние, оценивают степень износа и остаточный ресурс каждой единицы электрооборудования.
Повышение надежности протяженных отходящих воздушных линий электропередачи решается различными методами. Однако следует заметить, что многочисленность таких фидеров отбрасывает возможность строительства линий электропередачи для их резервирования. В настоящее время наиболее эффективным методом повышения надежности электроснабжения является строительство промежуточных распределительных пунктов (РП) и секционирование протяженной линии электропередачи на несколько относительно коротких участков с установкой промежуточных автоматических защитно-коммутационных аппаратов — реклоузеров, [2, 4, 5]. Это требует больших материальных затрат и часто неосуществимо из-за сложности размещения РП в необходимом месте. В связи с этим, количество ежегодно вводимых в действие реклоузеров ограничено.
Выбор воздушной линии электропередачи для первоочередной реконструкции и места установки секционирующего реклоузера требует технического и экономического обоснования. Для этого в каждом варианте учитывают результаты сравнения величины недоотпуска электроэнергии при аварии с минимальным и максимальным временем отключения ее подачи (выбор варианта недоотпуска электроэнергии).
Учитывают особенности линии электропередачи: протяженность ее отрезков после предполагаемого секционирования, нагрузки на каждом из участков, частоту отказов на единицу его длины и среднестатистическую продолжительность ремонта их повреждения, [6–10].
Основным эффектом от применения реклоузеров в данном случае является снижение недоотпуска электрической энергии потребителям и, как следствие, снижение возможного искового требования потребителей за невыполнение обязательств сетевой компании. Кроме этого, способность с применением реклоузеров обеспечить согласованный с потребителем уровень надежности электроснабжения в перспективе дает сетевой компании возможность получения дополнительной прибыли за счет повышения тарифа на электрическую энергию. Значительное сокращение времени поиска и локализации повреждения, а также выделение участка меньшей длины позволяет оптимизировать работу оперативного персонала, [10].
С целью определения возможности и места установки реклоузера провели анализ работы восьми подстанций и 73 фидера, отходящих от них. Строили диаграммы изменения длины фидеров каждой из подстанций и проводили линию тренда.
Для оценки согласованности принятых законов распределения случайных величин (протяженности и активной мощности нагрузки отходящих линий подстанций в целом и подстанции № 1) использовали критерий Колмогорова и критерий согласия Пирсона 
.
Результаты анализа протяженности (таблица 1) и загруженности (таблица 2) отходящих линий электропередачи напряжением 6–10 кВ восьми трансформаторных подстанций напряжением 35 и 110 кВ Рязанского региона свидетельствуют о широком диапазоне вышеназванных показателей.
Таблица 1
Протяженность отходящих линий электропередачи напряжением 6–10 кВ подстанций
|
№ фидера |
Протяженность, км, отходящих линий (фидеров) подстанций (ПС) № |
|||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
|
1 |
21,4 |
23 |
10 |
8,2 |
13,8 |
15,4 |
7,5 |
21,3 |
|
2 |
38,3 |
13 |
12 |
6,3 |
21,5 |
7,7 |
8,2 |
7,6 |
|
3 |
34,6 |
8,5 |
22,5 |
12,3 |
28,9 |
2,5 |
6,4 |
5,6 |
|
4 |
15,8 |
4 |
13,6 |
8,5 |
15,2 |
17,9 |
5,6 |
13,2 |
|
5 |
8,3 |
14 |
7,2 |
5,3 |
7,5 |
7,3 |
13,4 |
11,4 |
|
6 |
7,6 |
7,2 |
9,3 |
13,3 |
5,3 |
8,4 |
5,3 |
9,5 |
|
7 |
17,7 |
17,4 |
25,1 |
4,6 |
18,4 |
5,5 |
4,2 |
7,1 |
|
8 |
16,1 |
8,3 |
|
12,6 |
4,9 |
6,7 |
8,4 |
8,3 |
|
9 |
3,5 |
6,2 |
|
7,2 |
10,2 |
3,7 |
|
9,6 |
|
10 |
12,9 |
9,4 |
|
|
|
|
|
8,4 |
|
11 |
6,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
В среднем по ПС |
16,582 |
11,1 |
12,463 |
8,7 |
13,967 |
8,344 |
7,375 |
10,2 |
Таблица 2
Активная мощность нагрузки на отходящие линии электропередачи напряжением 6–10 кВ подстанций
|
№ фидера |
Активная мощность нагрузки, МВт, отходящих линий (фидеров) подстанций (ПС) № |
|||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
|
1 |
2,8 |
4,5 |
2,3 |
4,1 |
3,3 |
4,1 |
3,2 |
3,2 |
|
2 |
4,5 |
2,8 |
4,7 |
2,3 |
4,1 |
2,3 |
4,1 |
2,4 |
|
3 |
4,9 |
3,3 |
4,3 |
1,5 |
4,2 |
2,8 |
2,3 |
2,8 |
|
4 |
2,8 |
4,5 |
1,5 |
2,8 |
3,7 |
3,2 |
2,8 |
4,1 |
|
5 |
1,9 |
1,8 |
4,6 |
3,3 |
2,8 |
4,3 |
1,6 |
3,5 |
|
6 |
1,4 |
3,2 |
5,1 |
4,1 |
4 |
3,8 |
4,3 |
1,5 |
|
7 |
2,1 |
2,4 |
2,4 |
3,2 |
3,5 |
4,2 |
3,2 |
4,3 |
|
8 |
3,8 |
2,3 |
|
2,8 |
2,4 |
2,4 |
2,4 |
0,8 |
|
9 |
1,4 |
1,5 |
|
1,9 |
1,9 |
1,8 |
|
2,9 |
|
10 |
0,75 |
4,3 |
|
|
|
|
|
0,95 |
|
11 |
0,86 |
|
|
|
|
|
|
|
|
В среднем по ПС |
2,474 |
3,06 |
3,55 |
2,889 |
3,322 |
3,211 |
2,988 |
2,645 |
Установили общую протяженность 73 фидера отходящих от восьми подстанций, она составила 833,2 км. Средняя протяженность отходящих линий равна 11,414 км. Из всех отходящих линий 44 (60,3 %) имеют протяженность меньше средней, а 29 (39,7 %) больше средней. Причем протяженность 17 из них (23,3 %) превышает 15 км. Эта длина рекомендована как оптимальная протяженность отходящих линий напряжением 6–10 кВ, [11].
Гистограмму протяженности отходящих линий подстанций (рис.1) в совокупности описывают логарифмически-нормальным законом. Это распределение находят по формуле:
, (1)
Параметрами этого закона являются:
Х — (среднее арифметическое) показывает смещение кривой f (x) вдоль оси абсцисс без изменения ее формы.
σ — (среднее квадратичное отклонение) показывает разброс отдельных значений случайной величины х относительно среднего арифметического.
Рис. 1. Гистограмма протяженности отходящих линий подстанций в совокупности
Логарифмически-нормальный закон распределения это распределение случайной величины у, если десятичный логарифм её распределяется по нормальному закону. Тогда в формуле (1) х = logy.
Количество отходящих линий на каждой подстанции различно и изменяется от 7 до 11. Протяженность отходящих линий каждой подстанции также различна. Меньшая протяженность составляет 3,5 км, а большая — 38,3 км. Более протяженные отходящие линии имеет подстанция № 1. От нее отходит шесть фидеров протяженностью более 15 км. От подстанций № 3 и № 5 отходит два-четыре фидера протяженностью более 15 км, а от подстанции № 2, № 6, № 8 — один фидер, протяженностью более 15 км. Протяженность отходящих от подстанций № 4, № 7 линий не превышает 15 км.
Протяженность линий по подстанциям в среднем составляет: 7,375 км для подстанции № 7 (меньшая протяженность), для подстанции № 1–16,582 км (большая протяженность). У подстанций № 2, № 3, № 5, № 8 средняя протяженность отходящих линий превышает 10 км. Протяженность отходящих линий подстанций № 4 и № 7 не превышает 9 км.
В построенной диаграмме изменения длины фидеров каждой из подстанций проведенная экспоненциальная линия тренда представляет собой ниспадающую линию (рис. 2).
Распределение протяженности отходящих от каждой подстанции линий описывают экспоненциальным законом.
Рис. 2. Изменение протяженностей отходящих линий от каждой подстанции
Экспоненциальная линия тренда изменения протяженности отходящих линий от каждой подстанции построена расчетом точек методом наименьших квадратов по формуле
, (2)
где c и b — константы, е — экспонента (основание натурального логарифма).
При этом параметрами линии тренда являются: с = 7, а b= 0,7.
Суммарная активная мощность нагрузки восьми подстанций составляет 217,86 МВт. Средняя мощность нагрузки на каждую отходящую от подстанции линию составляет 2,984 МВт. Из всех отходящих линий 35 (47,95 %) имеют мощность нагрузки меньше средней, а 38 (52,05 %) из них больше средней. Причем, 19 отходящих линий (26 %) имеют мощность нагрузки больше 4 МВт.
Нагрузка на каждую отходящую линию подстанции (табл. 2) изменяется от 0,75 МВт до 4,9 МВт. Эти значения характерны для подстанции № 1. В среднем нагрузка на отходящие линии подстанций стабильна и меняется в небольших пределах: от 2,474 МВт до 3,55 МВт. Изменение нагрузки (рис. 3) может быть описано экспоненциальным законом в соответствии с формулой (2), параметры которой равны: с = 0,9, а b= 1,4.
Большую протяженность воздушных линий электропередачи и разброс нагрузки на отходящие линии имеет подстанция № 1. От неё отходят 11 линий, их общая протяженность — 182,5 км. Протяженность отдельных отходящих линий колеблется от 3,5 км до 38,3 км (55 % линий имеют протяженность более 15 км). Общая активная мощность нагрузки на отходящие линии подстанции равна 27,21 МВт. Активная мощность нагрузки отдельных отходящих линий различна и находится в пределах от 0,75 МВт до 4,9 МВт.
Рис. 3. Изменение мощности нагрузки отходящих линий подстанций.
Нами установлена зависимость изменения активной мощности нагрузки от протяженности каждой отходящей линии подстанции № 1. Она описана логарифмическим законом (рис. 4).
Рис. 4. Точечная диаграмма зависимости длины фидера от активной мощности его нагрузки.
Логарифмическую линию тренда строят, определяя точки методом наименьших квадратов по формуле
y= c*lnx+ b, (3)
где с и b — константы, ln — функция натурального логарифма.
В данном случае константы логарифмического закона равны: с = 0,5, b= 0,85.
Гистограммы зависимости протяженности отходящих линий подстанции № 1 от их количества и активной мощности нагрузки отходящих линий, а также линии их тренда представляют собой кривые линии (рис. 5, 6).
Рис. 5. Гистограмма зависимости протяженности отходящих линий от их количества на подстанции № 1
Рис. 6. Гистограмма зависимости активной мощности отходящих линий от их количества на подстанции № 1
Обе линии тренда гистограмм строят по полиноминальному закону.
Построение полиномиальной или криволинейной линии тренда также осуществляют определением точек методом наименьших квадратов по формуле:
, (4)
где с и b константы полиноминальной функции.
Для этих двух гистограмм параметрами полиноминальной функции являются: с = 0,12, b= 0,88.
Для оценки согласованности принятых законов распределения случайных величин (протяженности и активной мощности нагрузки отходящих линий всех подстанций и подстанции № 1) использовался критерий Колмогорова. Он основан на определении максимального расхождения между накопленными частотами и частостями эмпирических и теоретических распределений
, (5)
или
, (6)
где D и d — соответственно максимальная разность между накопленными частотами 
и накопленными частостями 
эмпирического и теоретического рядов распределений;
N — число единиц совокупности.
Рассчитав значение l, по таблице Р (l) определяют вероятность, с которой можно утверждать, что отклонения эмпирических частот от теоретических случайны. Вероятность Р (l) может изменяться от 0 до 1. При Р (l) = 1 происходит полное совпадение частот, Р (l) = 0 — полное расхождение. Если l принимает значения до 0,3, то Р (l) = 1.
Для наших исследований λ = 0,63 и гипотеза о равномерном законе принимается. Полученные теоретические зависимости (законы распределения) точно описывают законы распределения статистических величин.
С целью определения точности расчетов, как один из основных критериев, используют критерий согласия Пирсона 
:
, (7)
где k — количество групп, на которые разбито эмпирическое распределение;
– наблюдаемая частота признака в i-й группе;
– теоретическая частота.
Для распределения составляют таблицы с указанием критического значения критерия согласия 
для выбранного уровня значимости α и степеней свободы df.(или ν). Уровень значимости α — вероятность ошибочного отклонения выдвинутой гипотезы, т. е. вероятность того, что будет отвергнута правильная гипотеза. В статистике используют три уровня:
если a = 0,10, тогда Р = 0,90 (в 10 случаях их 100 может быть отвергнута правильная гипотеза);
если a = 0,05, тогда Р = 0,95;
если a = 0,01, тогда Р = 0,99.
В наших исследованиях: а = 0,05, Р = 0,95, k = 7.
Количество степеней свободы df определяют как количество групп в ряду распределения минус количество связей: df = k — z. Под количеством связей понимается количество показателей эмпирического ряда, использованных при вычислении теоретических частот, т. е. показателей, связывающих эмпирические и теоретические частоты.
При выравнивании по кривой нормального распределения определяют три связи:
; 
; 
.
Поэтому при выравнивании по кривой нормального распределения число степеней свободы определяют как df = k –3.
Для оценки существенности расчетное значение 
сравнивают с табличным 
. При полном совпадении теоретического и эмпирического распределений 
0, в противном случае 
> 0. Если > , то при заданном уровне значимости и числе степеней свободы гипотезу о несущественности (случайности) расхождений отклоняют.
Если ≤ , то эмпирический ряд согласуется с гипотезой о предполагаемом распределении и с вероятностью Р = (1 — a) утверждают, что расхождение между теоретическими и эмпирическими частотами случайно.
В данном случае =14,06714, а = 11, следовательно, имеет место случайное расхождение между теоретическими и эмпирическими частотами.
Для надежности электроснабжения потребителей, где протяженность линий, отходящих от подстанций, превышает оптимальную, рекомендованную для систем электроснабжения, целесообразна установка промежуточных автоматических защитно-коммутационных аппаратов — реклоузеров, после дальнейшего технико-экономического обоснования, в частности, от таких подстанций Рязанского района, как подстанция № 1, а также № 3, № 5. Это уменьшает зону отключения абонентов и при большинстве аварий повышает быстродействие релейной защиты, так как многократно срабатывает включение поврежденного участка, что в большинстве случаев успешно восстанавливает электроснабжение. К тому же секционирующий реклоузер позволяет дистанционно контролировать величину тока и линию связи с питающей подстанцией, управлять выключателем, что ускоряет поиск места повреждения и выезд ремонтной бригады для его устранения.
Литература:
1. Кваша Е. Что такое «реклоузер» / Е. Кваша // В мире TEL. — 2010. — № 1(16). — С. 12–15
2. Кучеров Ю. Н. Влияние прерогативы надежности электроснабжения на реформирование отрасли / Ю. Н. Кучеров // Энергетик. — 2008. — № 2. — С. 51–54
3. Лещинская Т. Б. Экспертная система оценки надёжности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей / Т. Б. Лещинская, Э. В. Магадеев // Электрика. — 2008. — № 4.– С. 30–35
4. Жуков В. В. Децентрализованная система релейной защиты и автоматики в протяженных распределительных сетях с рассредоточенной нагрузкой потребителей: информационные материалы IV международного семинара по вопросам использования современных компьютерных технологий для АСУ электрических сетей / Жуков В. В. и др. — М.: «Издательство НЦ ЭНАС», 2000г. — 206 с.
5. Поспелов Г. Е. Электрические системы и сети: учебное пособие для вузов / Г. Е. Поспелов, В. Т. Федин — 2-е изд., испр. и доп. — М.: Выш. Шк., 1988. — 250 с.
6. Реклоузер вакуумный серии PBA/TEL. // Техническое описание продукции каталога. — URL: http://tavrida.ru/doc/?167 (Дата обращения 05.09.2014)
7. Крылова Е. Реклоузеры. Тактика эффективного применения / Е. Крылова // ЭнергоНадзор. — 2009. — № 6. — С. 76–78
8. Воротницкий В. Реклоузер — новый уровень автоматизации и управления ВЛ 6(10) кВ / В. Воротницкий, С. Бузин // Новости электротехники. — 2012. — № 3 (33). — С. 42–45
9. Справочник по проектированию электрических сетей / Д. Л. Файбисович, И. Г. Карапетян, И. М. Шапиро. — М.: НЦ ЭНАС, 2009. — 392 с.
10. Складчиков А. А. Оценка надежности и управление рисками технологических нарушений на воздушных линиях электропередачи: автореф. дис. / А. А. Складчиков. — Чебоксары, 2012г. — 80с.
11. Лещинская Т. Б. Электроснабжение сельского хозяйства / Т. Б. Лещинская, И. В. Наумов // — КолосС. — 2008. — 656 с.
