Методический подход к оценке объема недоотпуска электроэнергии при аварийных отключениях распределительных линий

№3 (2014 г.) МРНТИ 44.01.77

 

Скачать

С.С. Кадыркулов1,  К.Н. Кенжекулов2

 1Киргизский государственный Технический Университет
им. И. Раззакова, г. Бишкек, Кыргызстан

2Ташкумырский инженерно-педагогический институт,
г. Ташкумыр, Кыргызстан

 

 Аннотация. Предложен методический подход к определению объема недоотпуска электроэнергии и ущерба электроснабжению от аварийных отключений  распределительных линий с учетом  степени ее оснащенности  средствами повышения надежности электроснабжения, приведены выражения для определения величин недоотпуска энергии. Данная методика может быть практически применена для обеспечения надежности бесперебойного электроснабжения потребителей при аварийных отключениях линий электропередачи с напряжениями электроустановки 0,4 ÷ 10 кВ
Ключевые слова: аварийные отключения, электроснабжение, повреждение линий

_________________________________

Қадыркулов С.С.,   Кенжекулов К.Н. 
БӨЛУ ЖЕЛІЛЕРІНДЕГІ АПАТТЫҚ СӨНДІРУЛЕР БАРЫСЫНДАҒЫ ЭНЕРГИЯНЫ КЕМ АЛУ МӨЛШЕРІН БАҒАЛАУҒА ӘДІСТЕМЕЛІК ТӘСІЛ 

Түйіндеме. Энергияны кем алу мөлшерін анықтауға арналған мысалдар келтіріліп, қуатпен қамтамасыздандырудың сенімділігін арттыру құралдарымен оның жабдықталу деңгейімен бөлу желісінің апаттық сөндірулерінен қуатпен қамтамасыз ету шығындарын және энергияны кем алу көлемін анықтауға әдістемелік тәсіл ұсынылған. Аталған әдістеме 0,4 ÷ 10 кВ электрлік қондырғылардың күшімен қуат жеткізу желілерінің апаттық сөндірулері барысында тұтынушыларды үздіксіз қуатпен қамтамасыз етудің сенімділігін қамтамасыздандыру үшін іс-жүзінде қолданылуы мүмкін болып табылады.
Түйінді сөздер: : апаттық сөндірулер, қуатпен қамтамасыз ету, желілердің зақымдалуы

__________________________________

Kadyrkulov S.S.,Kenzhekulov K.N.
METHODICAL APPROACH TO ESTIMATING OF VOLUME UNDERSUPPLY OF ELECTRICITY DURING EMERGENCY SWITCH-OFF OF DISTRIBUTION LINES

Abstract. Methodical approach is proposed for determination of volume undersupply of energy and detriment to power supply from emergency switch-off of distribution lines, taking into account the degree of technological equipping by means of increasing reliability of electricity supply. Expression are given for the  determination of the quantities of energy undersupply. This technique can be almost practically applied to ensuring reliability of uninterrupted power supply of consumers at emergency outages of power lines with voltage electrical 0,4 ÷ 10 of kV.
Key words: outages, power supply, damage of line

 

Введение. Технико-экономическое обоснование выбора  схемы или разработки проекта реконструкции  существующих распределительных сетей 0,38-10 кВ с использованием  различных средств повышения надежности (СПН)  должно  базироваться на сравнении их приведенных затрат З  с уменьшением  общего ущерба  потребителей в  результате  снижения недоотпуска энергии на величину ΔЭа   

 

                                       З = Е К + И  <   У = уи ΔЭа ,                                  ( 1)

 

где Е нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений  К в схему электроснабжения или на СПН (при реконструкции), включая затрат на их установку и монтаж;

И — годовые эксплуатационные издержки на обслуживание  схемы  или  СПН;

У- величина ущерба потребителей по фидеру 10 кВ от перерывов электроснабжения; уи–интегральная (усред-ненная) удельная величина ущерба  потребителей  по распределительной линии (фидеру);

Эа.-объем недоотпущенной потребителям электроэнергии в результате аварийного перерыва их электроснабжения, кВт\cdotч.

Из величин, входящих в выражение (1) наибольшую методическую трудность представляет определение величин уи и ΔЭа.. Поясним указанные положения.

Трудность определения интегрального значения   уи  вызвана тем, что  к распределительной  линии подключаются чаще  всего  не  менее десяти ТП 10/0,4 кВ, потребители которых могут быть весьма разнообразны как по технологии производства, так и по суточному режиму работы.  Это   требует разработку методики учета вероятности совпадения момента наступления перерыва в электроснабжении с временем работы каждого из потребителей ТП 10/0,4 кВ.  Это обстоятельство  предопределяет многообразие значений  уи  в зависимости  от вида и числа потребителей фидера.

Определение  удельного ущерба  уо  отдельному потребителю  не представляет особую трудность, если известны его технико-экономические данные, суточный режим работы, график нагрузки и технологические особенности [1,2].

Методика. Методический  подход  к  определению объема недоотпущенной за время перерыва электроснабжения энергии наряду с выше отмеченным обстоятельством (учета степени совпадения момента отказов в сети с временем работы потребителей), требует учета отсутствия или наличия секционирования фидера с помощью разъединителей или выключателей с защитой, его оснащенности различными видами СПН, что можно назвать степенью автоматизации линии.

Следовательно, в зависимости от степени автоматизации распределительной линии (фидера) учитываемые факторы и выражения для определения недоотпуска электроэнергии будут различными. Рассмотрим основные случаи.

Случай первый.  Если фидер 10 кВ нерезервирован,  несекционирован разъединителями и не оснащен СПН, то при  отказах его элементов  он  отключается головным выключателем и  объем недоотпущенной  электроэнергии ∆Эа определяется суммарным недоотпуском по всем ТП 10/0,4 кВ, питающимся от рассматриваемого фидера:

кадыр1
                                                         (2)

где —

 кадыр2— сумма средних нагрузок всех ТП, подключенных к фидеру 10кВ.

ао  -удельное число отказов элементов фидера, приведших к его  отключению, откл/(км год);

Lдлина фидера 10 кВ вместе с ответвлениями,  км;

 п- количество подключенных к фидеру ТП 10/0,4 кВ;

Тпер — длительность единичного перерыва электроснабжения потребителей фидера, ч.

Средняя нагрузка i-го ТП  Pi  приближенно находится так:

                                  Pi  = Эi /8760,                                                                   (3)

где Эi  — количество электроэнергии, потребленное i-м ТП за год;

8760 – число часов в году.

Отметим, что в  общем случае на Тпер влияет степень  автоматизации фидера и его оснащенность  различными СПН и   складывается из следую-щих составляющих [1,3]:

                 Тперtинф+tпути+tпоиска+tлок+tрем+tвосст,                 (4)

где: tинфвремя от момента аварийного отключения фидера 0,38-10 кВ

до получении информации от потребителя дежурным диспетчером РЭС. При наличии на РТП, где произошло отключение, системы сигнализации  tинф =  0

tпути – время проезда оперативно-выездной (ремонтной) бригады (ОВБ) до распределительной трансформаторной подстанции (РТП) 35-110 кВ, где произошло отключение фидера;

tпоиска – время, затраченное на  поиск места повреждения и определе-ние его характера;

tлок – время локализации (отделения от сети) поврежденного участка, затрачиваемое на  переезды ОВБ  вдоль трассы фидера для производства оперативных переключений  по локализации повреждения и  восстановления питания потребителей неповрежденной части фидера;  для  нерезервирован-ной и несекционированной разъединителями распределительной линии (фидера) 10 кВ  tлок = 0

tрем время восстановительного ремонта повреждения на линии;

tвосст — время, затрачиваемое ОВБ на восстановление нормальной схемы фидера путем производства необходимых оперативных переключений после завершения ремонтных работ.

Отметим, что однозначное определение доли каждой из составляющих Тпер не представляется возможным, так как на величину каждой из его составляющих  оказывают влияние длина и конфигурация фидеров 10 кВ,  степень автоматизации, удаленность РТП от диспетчерского пункта РЭС, которые могут быть весьма разнообразны.

Случай второй.  Фидер и его основные ответвления секционированы только разъединителями, но не оснащены никакими СПН. Такие распределительные фидера 10 кВ имеют несколько ответвлений и большую суммарную длину [4]. Недоотпуск электроэнергии  Эа  в этом случае определяется по следующему выражению

кадыр5-4

 (5)

 

Как видно из (5), в данном случае недоотпуск электроэнергии складывается из двух частей. Первая часть  охватывает всех потребителей фидера и имеет место за время до  нахождения и локализации (выделения) поврежденного участка фидера, а длительность перерыва электроснабжения согласно выражения (3) охватывает промежуток с момента аварийного отключения фидера до осуществления локализации поврежденного участка и включения головного выключателя, чем восстанавливается питание неповрежденной части фидера. В первой части включение к длительности перерыва составляющую tвосст означает учет времени, затраченного на восстановление нормальной схемы фидера после завершения аварийного ремонта на фидере.

Вторая часть недоотпуска электроэнергии имеет место по ТП 10/0,4 кВ, расположенных на локализованном (выделенном) участке фидера 10 кВ с суммарной   нагрузкой   кадыр4,

 
где  mколичество ТП, подключенных  за  разъединителем, с помощью которого выполнена локализация (отделение) поврежденного участка фидера.

Следует отметить, что из составляющих времени перерыва в первой части выражения /5/, наибольшую длительность имеет tпоиска, так как  поиск поврежденного  участка фидера осуществляется путем поочередного отключения линейных разъединителей с ручным повторным  включением (РПВ) головного выключателя фидера, пока не будет определен поврежден,-ный участок, на что потребуется значительное время.

Поскольку на фидере может быть не менее 4-5 разъединителей (в том числе и на отпайках от магистральной части линии), указанная процедура переключений и РПВ теоретически может быть выполнена также не менее 4-5 раз, пока не будет определен поврежденный участок. После определения локального участка, где произошло повреждение, ОВБ с двух сторон его отделяет разъединителями и включает головной выключатель, тем самым восстанавливая электроснабжение потребителей неповрежденной части линии. Далее ОВБ путем обхода выделенного участка определяет место и характер повреждения.

В целом, процесс отыскания места повреждения требует немалого времени на переезды ОВБ (например, как между головным выключателем и разъединителями, так и между разъединителями на фидере), переходов пешком (например, обход поврежденного участка для установления места повреждения), а также на выполнение ряда операций коммутационными аппаратами.

  Случай третий.  Фидер секционирован как разъединителями, так и выключателями с защитой, оснащен СПН, из которых наиболее эффективными являются указатель поврежденного участка (УПУ) и указатель короткого замыкания (УКЗ). Первые устанавливаются на  опоре ВЛ 10 кВ  на ее магистральном участке и в вначале ответвлений, а вторые устанавливаются вместе установки секционирующих выключателей [4]. Указанные устройства указывают направление поиска места повреждения, что  существенно сокращает время его определения.

Автоматическое секционирование  в сочетании с устройствами АПВ на секционирующих и головных выключателях в сочетании с использованием автоматических отделителей, УПУ и УКЗ признается наиболее эффективным средством повышения надежности электроснабжения и уменьшения ущерба у потребителей от недоотпуска электроэнергии [5].

Для таких фидеров Эа  определяется следующим выражением:

кадыр6         (6)

 

 

кадыр7

– суммарная нагрузка всех к ТП 10/0,4 кВ, подключенных на уча-стке  фидера длиною lза, расположенного за сработавшим (отключившимся) секционирующим пунктом (выключателем)           

Вывод.  Размеры недоотпуска электрической энергии потребления и причиняемого им ущерба непосредственно зависят от степени оснащенности распределительных сетей средствами повышения надежности (СПН) электроснабжения. Предложенная методика  по определению недоотпуска электроэнергии  при повреждениях в распределительных фидерах 6÷10 кВ предлагает определять величины недоотпуска по вышеприведенным различным выражениям.  Ценность данного метода заключается в возможности его практического применения для обеспечения надежности бесперебойного электроснабжения при аварийных отключениях линий электропередачи с напряжениями электроустановки 0,4 ÷ 10 кВ

 

Список литературы

1 Кадыркулов С.С. Показатели аварийности сельских электросетей 10 кВ долинных районов Кыргызстана и задачи повышения их надежности //Серия: Строительство сельских электросетей,  вып.7(198). – М.: Центр науч.-техн. информ. по энергетике и электрификации., — 2001

2 Кенжегулов К.Н. Исследования по определению удельных величин ущербов потребителей от перерывов и ограничений электроснабжения // Известия ВУЗов, № 2. Бишкек, 2011.

3 Кадыркулов С.С., Каражанова Р.Т. Анализ статистики аварийных отключений сельских электросетей 10 кВ// Международный научный журнал «Наука, образование, техника» Кыргызско-узбекского университета, №3. (25), 2008.

4 Каражанова Р.Т. Методика расстановки указателей поврежденного    участка в распределительных сетях 6-10 кВ [Текст] / Р.Т. Каражанова //Актуальные проблемы инженерной техники и современных технологий: Докл.межд. науч.-техн. конф.- Ош: ОшТУ, 2008 №1. С.88-89.

5 Шабад М.А. Автоматизация распределительных электрических сетей с   использованием цифровых реле:  учебное пособие. – СПб.: ПЭИПК, 2011

  

Комментарии закрыты.

Яндекс.Метрика