1

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

электроснабжение сеть провод напряжение

В данном дипломном проекте рассмотрены основные вопросы надежности электрических сетей 10 кВ. Электрические сети в сельской местности отличаются более низкой надежностью по сравнению с сетями других назначений. Поэтому, надежность электроснабжения присоединенных к данным сетям потребителей электрической энергии часто не соответствует требуемой. В этих условиях актуальными являются вопросы оценки надежности и задачи повышения надежности с минимальными затратами при развитии, реконструкции и техническом перевооружении электрических сетей.

В настоящее время до 80 % аварийных отключений потребителей происходит из-за отказов в сетях 10 кВ. Поэтому важнейшее значение имеют расчеты и анализ надежности данных сетей и их элементов.

В данном дипломном проекте приняты следующие исходные данные. Задана схема электроснабжения потребителей района, установленные электрические мощности и количество трансформаторов 10/0,4 кВ. Для линий 10 кВ заданы длины и сечения проводов. Источником питания потребителей данного района является двухтрансформаторная ПС 35/10 кВ, электропитание которой осуществляется по двум линиям 35 кВ от двух независимых источников питания.

В главе 1 рассматривается общая характеристика надежности систем электроснабжения потребителей района, которая включает в себя характеристику системы электроснабжения.

В главе 2 рассматриваются основная методика расчета надежности электрических сетей. Описана методика и математический аппарат, используемый для определения показателя надежности электроснабжения потребителей и электрических сетей в сельской местности - ожидаемого среднего годового недоотпуска электрической энергии при аварийных отказах основных элементов сети. Рассматривается процесс восстановления работоспособности ВЛ 10 кВ и соответствующая процессу математическая модель.

В 3 главе приводятся основные способы обеспечения надежности электрических сетей.

В 4 главе проводится оценка надежности электрических сетей 10 кВ. В ходе которой определяются расчетные нагрузки сети; проводится проверка качества напряжения сети 10 кВ, а также расчет токов короткого замыкания и выбор основного оборудования. Выбранное оборудование проходит по условиям выбора.

В 5 главе производится расчет и анализ показателей надежности. Рассчитанные показатели не соответствуют нормативным, поэтому применяются ряд мер повышающих эти показатели.

В 6 главе рассматривается методика технико-экономического расчета и проводится расчет технико-экономических показателей ВЛ 10 кВ.

В 8 главе рассматривается вопрос автоматического повторного включения и автоматического ввода резерва на ВЛ 10 кВ, как способ повышения надежности электрических сетей.

В главе 9 приведены основные особенности правил безопасности при переходе напряжения с высшей стороны на низшую в трансформаторах 10/0,4 кВ.

Общая характеристика надежности систем электроснабжения потребителей. Надежность электрических сетей СЭС

Электрические сети в сельской местности отличаются более низкой надежностью по сравнению с сетями других назначений. Поэтому, надежность электроснабжения присоединенных к данным сетям потребителей электроэнергии часто не соответствует требуемой. В этих условиях актуальным являются задачи повышения надежности с минимальными затратами при развитии, реконструкции и техническом перевооружении электрических сетей.

Электрические сети напряжением 10 кВ в сельской местности представляют собой сложные разветвленные, в основном, воздушные линии, к которым на глухих ответвлениях подключены ТП 10/0,4 кВ. Линии 10 кВ, подключенные к сборным шинам одно- и двух трансформаторных ЦП, резервируются от соседних ЦП или шин своей же подстанции. Кроме того, в электрических сетях используют секционирование линии электропередачи. Линии 10 кВ секционируют и резервируют как линейными разъединителями, так и автоматическими секционными аппаратами (выключателями) и пунктами автоматического резервирования (выключателями с АВР).

Электрические сети обеспечивают электроснабжение большого количества различных потребителей (по мощности, требованиям к бесперебойности электроснабжения, графиками изменения потребляемой мощности во времени - графиками нагрузки и т.д.), присоединенных в различных точках. Отказ в электроснабжении хотя бы одного потребителя, присоединенного к системе электроснабжения (СЭС), приводит к недовыполнению системной задачи снабжения потребителей электроэнергией в требуемом количестве, т.е. к недоотпуску электроэнергии.

Уровень надежности электроснабжения потребителей определяется четырьмя взаимозависимыми факторами:

схемой электрической сети, степенью ее резервирования;

надежностью элементов сети;

объемом оснащенности сети средствами управления, автоматизации, телесигнализации и т.п.;

организацией эксплуатации.

Распределительные сети 10 кВ выполнены, в основном, протяженными магистральными линиями; степень резервирования ТП 10/0,4 кВ длительное время не получают электроэнергию при любом аварийном устойчивом повреждении на линии или шинах 10 кВ . Таки образом, отказы элементов распределительных сетей приводят к отключению всех или части потребителей, которые обеспечивались электроэнергией.

В тоже время при отказах на линии 10 кВ и ТП шины напряжением 10 кВ практически остаются независимыми источниками для электроснабжения потребителей.

Особенностью сельских распределительных сетей являются недостаточная автоматизация послеаварийных переключений. Они выполняются, в основном, вручную действиями оперативно-выездной бригады (ОВБ). Поэтому, длительность отключения линии и перерыва в электроснабжении потребителей определяется длиной и конфигурацией линии, местами установки коммутационных аппаратов (КА), местными условиями оперативного обслуживания (состоянием дорог, наличием естественных преград и т.п.), последовательностью выполняемых ОВБ операций.

В условиях эксплуатации схемы СЭС, ее параметры и характеристики известны. На основе этих данных и информации о повреждаемости отдельных элементов электросети 10 кВ и выше возможно проведение расчетов надежности с целями:

определения показателей надежности электрических сетей и электроснабжения потребителей;

выбора способов повышения надежности;

определения технического и экономического эффекта от мероприятий по повышению надежности электроснабжения.

Для районной электрической сети характерна сравнительно невысокая плотность нагрузок и неравномерность их размещения на местности. Основная масса потребителей электроэнергии сконцентрирована в населенных пунктах; ПС сооружаются возле крупных населенных пунктов. Для европейской части страны средний радиус зоны электроснабжения одной подстанции составляет 16 - 25 км; для восточных и северных районов страны эта величина значительно выше. К шинам подстанции 10 кВ присоединяются три-пять линий 10 кВ, от каждой из которых питаются 10 - 15 трансформаторных подстанций.

Методика расчета показателей надежности электрических сете. Общие положения

Надежность технической системы определяется надежностью ее элементов и схемой их соединения. Для оценки надежности элементов при их отказах используют показатели [Л-3]:

параметр потока (частоту) отказов л(t), 1/год;

среднее время восстановления ф, ч.

Для оценки надежности технической системы составляется структурная схема. Каждый элемент системы с известными показателями надежности изображают на этой схеме некоторым ключевым элементом. Замкнутый ключ соответствует работоспособному состоянию элемента, разомкнутый - отказу. Соединения ключевых элементов образуют структуру, которая имеет вход и выход. Показатели надежности структуры определяются на выходе. Состояние ключей, при котором нарушена связь между входом и выходом, соответствует отказу системы. При оценке надежности системы на основе ее структурной схемы принимаются допущения:

отказы элементов рассматриваются как независимые события;

потоки отказов и восстановления элементов предполагаются простейшими потоками событий;

пропускная способность элементов считается не ограниченной.

Последовательной структурой (последовательным соединением) называется система, отказ которой наступает при отказе хотя бы одного элемента.

Для последовательной структуры из п элементов (рис. 2.1) показатели надежности определяются по формулам:

Параметр потока отказов системы

, (2.1)

где л_с - параметр потока отказов i-го элемента.

Среднее время восстановления системы

, (2.2)

где ф_i - среднее время восстановления i-го элемента.

Время ф_с является математическим ожиданием времени восстановления, взвешенным по частоте отказов п последовательно соединенных элементов.

Отказ параллельной структуры или параллельного соединения (рис. 2.2) наступает при одновременном отказе всех ее элементов.

Для нормальной работы такой структуры необходима безотказная работа хотя бы одного элемента.

Для высоконадежных параллельных структур, когда время безотказной работы каждого из m элементов структуры значительно больше времени восстановления любого из них, показатели л_с, ф_с могут быть определены по формулам:

, (2.3)

. (2.4)

В формуле (2.4) сомножитель 8760^1-m введен для приведения размерности параметра потока отказов системы л_с к 1/год. Показатели с индексом j соответствуют j-му элементу параллельной структуры (j = 1,…m).

Последовательно-параллельные структуры представляют собой сочетание последовательно и параллельно соединенных элементов. Определение показателей надежности таких структур состоит в поэтапном объединении элементов по соответствующим формулам (2.1) - (2.4).

Особенности расчета надежности электрических сетей 10 кВ

Расчет числа отключений нагрузок в сельских распределительных сетях существенно проще, чем в основных сетях энергосистемы. Соответственно упрощается и расчет основного натурального показателя надежности - суммарного годового недоотпуска электроэнергии ДW_?. Действительно, ели обозначить ДW₁, ДW_2,… ДW_л,… ДW_Л - недоотпуск электроэнергии (например, узлу нагрузки) при одном, двух, …л, …, Л одновременных повреждениях в сети и применить эти обозначения для суммарных за год недоотпусков электроэнергии при том же количестве повреждений, то очевидно, что [Л-1]

. (2.5)

Другая особенность сельских сетей, позволяющая существенно упростить расчет числа отключений и значения отключенной нагрузки, заключается в слабой оснащенности этих сетей коммутационными аппаратами. Действительно, если в основных сетях практически любой узел нагрузки так оснащен коммутационными аппаратами, что, оперируя ими, можно отделять этот узел от основного или резервного питания и переключать на другое питание, то на сельской линии 10 кВ чаще всего установлено лишь несколько разъединителей. Поэтому при повреждении любого участка линии будут длительно отключены все присоединенные к нему трансформаторные ПС 10/0,4 кВ.

Важной особенностью сетей10кВ является слабая автоматизация послеаварийных переключений, под которыми понимаются переключения, имеющие целью выделение из схемы (локализацию) поврежденного элемента и восстановление ЭС всех нагрузок, отключившихся (ограниченных) при повреждении этого элемента. Очевидно, что возможность быстрого выполнения таких переключений определяется оснащением сети автоматическими секционирующими устройствами и АВР либо оснащением соответствующих коммутационных аппаратов телеуправлением при наличии достоверной информации о месте повреждения.

Расчет времени отключения ф в сельской сети значительно сложнее расчета этого времени для основной сети, что обусловлено невысокой степенью оснащенности сельских сетей коммутационными аппаратами и слабой автоматизацией управления ими в послеаварийных режимах. Следовательно, длительность отключения всех или части нагрузок аварийно отключившейся линии определяется продолжительностью выполнения всех или части необходимых операций по определению места повреждения, его локализации, включению резерва, выполнению ремонта, соблюдению мер безопасности. В состав этих операций входят и многочисленные переезды (переходы) вдоль трассы линии, число которых и затраты времени на их выполнение зависят от организации оперативного и ремонтного обслуживания и от местных условий: наличия и состояния дорог, наличия естественных преград. Учет этих и других влияющих факторов требует разработки и использования математического описания процесса, начинающегося аварийным отключением линии и завершающегося восстановлением ее работоспособности и включением всех присоединенных к линии нагрузок. Естественное требование к такому описанию - адекватный учет влияния на длительность отключения ф оснащенности сети (линии) устройствами управления и использования других способов повышения надежности, снижающих величину времени отключения ф.

Надежность элементов электросетей

В качестве элементов систем электроснабжения сельскохозяйственного назначения рассматриваются: воздушные линии электропередачи (ЛЭП), ячейки распределительных устройств (РУ), трансформаторы, комплектные трансформаторные подстанции (КТП), коммутационная аппаратура (КА), релейная защита (РЗ), автоматика.

Надежность элемента Ш-го вида характеризуется следующими показателями: частотой отказов щ_ш; средним временем восстановления ф_ш; частотой преднамеренных отключений н_ш; средним временем преднамеренного отключения м_ш.

Показатели надежности элементов определяются путем обработки многолетних данных эксплуатации электросетевого оборудования. Эти данные выбираются из оперативных диспетчерских журналов либо из другой документации, фиксирующей нарушения в работе оборудования.

Воздушные линии электропередачи (ВЛ) являются наименее надежными элементами сельских электросетей; около 85-90% всех нарушений в сетях приходится на их долю.

Основными причинами повреждений ВЛ являются: поверхностные и другие пробои изоляции; гололедно-изморозевые отложения на проводах; нагрузки от ветра и гололеда; вибрация, «пляска» и схлестывание проводов; ослабление механической прочности деталей опор; повреждения, наносимые линии транспортом, механизмами и пр.

Наиболее тяжелы по своим последствиям гололедно-ветровые воздействия, иногда приводящие к массовым авариям с отключением на длительное время большого числа потребителей независимо от наличия резервного питания.

Считается, что повреждаемость ВЛ распределяется равномерно по длине лини, поэтому на основании статических данных определяют удельную частоту отказов (преднамеренных отключений), отнесенную к одному километру линии.

Для конкретной линии длиной L частота отказов и преднамеренных отключений определяется по формулам [Л-1]:

(2.6)

где л⁰ и н⁰ - удельная частота отказов и преднамеренных отключений на одном километре линии (табл. 1.2 [Л-1]).

В зависимости от решаемой задачи линия может рассматриваться либо как элемент системы электроснабжения, либо как система, состоящая из ряда элементов. Последнее имеет место, когда оценивается влияние какого-либо звена линии на надежность линии в целом, например изоляции с лучшими параметрами, стоек опор с улучшенными механическими характеристиками и пр. В этом случае надежность системы «воздушная линия» рассчитывается по надежности входящих в ее состав элементов.

Частота отказов ВЛ 10 кВ

, (2.7)

где составляющие правой части формулы - частоты отказов из-за повреждений опор, проводов, изоляции, сложных повреждений и прочих причин, определяемые по статистическим данным, либо расчетным путем при исследовании способов повышения надежности ВЛ.

Среднее время ремонта линии с учетом того, что некоторые виды ремонтных работ выполняются силами оперативно-выездной бригады (ОВБ), а некоторые - ремонтной бригадой [Л-1]:

; (2.8)

; ; ; ; ; (2.9)

(2.10)

Здесь b_оп, b_пр, b_из, b_сл, b_пч, - вероятность того, что нарушение работы линии произошло из-за повреждения опор, проводов, изоляции, сложных повреждений, прочих причин; t_оп, t_пр, t_из, t_сл, t_пч, - затраты времени на собственно ремонт при соответствующем виде повреждения без учета времени прибытия бригады к месту повреждения; t_ож^р.б, - время от момента поступления заявки на ремонт до момента выезда бригады к месту повреждения; К_кр - коэффициент кривизны дорог; х - скорость переезда бригады; L_р.б-м.п - расстояние по прямой от места дислокации ремонтной бригады до места повреждения; b_пр^о.в.б, b_пч^о.в.б - вероятность того, что ремонт данного вида повреждений осуществляется силами ОВБ.

Среднее время ремонта из-за различных видов повреждения линии состоит из двух составляющих: времени собственно ремонта и времени, затрачиваемого ремонтной бригадой на прибытие к месту повреждения, с учетом вероятности выполнения ремонта силами ОВБ. Ремонты при повреждениях опор, сложных повреждениях выполняются ремонтной бригадой (b_оп.сл^о.в.б=0), а изоляция ремонтируется, как правило, ОВБ при выполнении операций по восстановлению работоспособности линий, поэтому b_из^о.в.б=1.

Силовые электроустановки сельских сетей. К ним относятся ячейки распределительных устройств (РУ), трансформаторные подстанции (ТП) 10/0,4 кВ, силовые трансформаторы. Эти установки выходят из строя по следующим причинам:

повреждение вводов от внешних и внутренних перенапряжений;

поверхностный пробой изоляторов в результате воздействия пыли и влаги из-за дефектов уплотнений КРУН, КТП;

поверхностный пробой шин и вводов при попадании птиц и животных;

повреждение изоляции обмоток трансформаторов при перенапряжениях и перегрузках из-за дефектов конструкций и изготовления.

Ремонт оборудования на подстанциях (ПС) 35-110/10 кВ производится на месте; КТП, трансформаторы 10/0,4 кВ ремонтируются обычно централизованно, а отказавшее оборудование заменяется другим, работоспособным.

Коммутационная аппаратура, РЗ и автоматика. Как и другие электроустановки, КА выходит из строя в период своего функционирования, например при поверхностном пробое вводов выключателя. Эти отказы называются отказами в стационарном состоянии. Особенностью этой аппаратуры и средств автоматизации является то, что они эксплуатируются в режиме ожидания «заявки» на их работу. Эти заявки могут быть не удовлетворены: например, выключатель не отключит короткое замыкание (КЗ). Такие отказы называются отказами в срабатывании, их частота определяется по формуле [Л-1]

, (2.11)

где а_{к.а, р.з} - частота заявок на срабатывание устройства; h - вероятность отказа в срабатывании, определяемая по статистическим данным.

Эти устройства могут также сработать при отсутствии заявок на их срабатывание: либо когда поступает заявка на работу другого устройства, вне зоны действия рассматриваемого, либо заявка на работу вообще отсутствует.

Частота ложных срабатываний определяется путем обработки статистических данных о функционировании исследуемых устройств.

Процесс восстановления работоспособности линии 10 кВ

Аварийное отключение всей линии 10 кВ или зоны автоматического выделения линии (далее линии) с неуспешным АПВ приводит к погашению присоединенных к ним потребителей. Процесс восстановления электроснабжения выполняется действиями диспетчера РЭС, ОВБ и при необходимости - ремонтного персонала (бригад). Этот процесс рассматривается как процесс управления: объект - линия, цель - восстановление электроснабжения, средство - ОВБ. Далее рассматриваются лини, отходящие от ПС (ИП) без обслуживающего персонала. Диспетчер РЭС после получения информации об отключении линии (по каналам телесигнализации, сообщение потребителей и др.) направляет ОВБ на ПС. После пробного неуспешного включения линии бригада приступает к выполнению операций:

деление линии отключением секционирующего разъединителя (РС);

испытание части линии подачей напряжения включением головного выключателя (ВГ) для определения наличия повреждения на участке за РС;

подготовка схемы к испытаниям других участков;

локализация поврежденного участка с отключением разъединителей (Р), выделяющих этот участок из схемы линии;

подготовка схемы к подаче напряжения на неповрежденные участки для восстановления электроснабжения подключенных к ним потребителям;

включение неповрежденных участков линии со стороны основного и резервного ИП.

Для выполнения указанных операций ОВБ совершает переезд между теми точками линии, где установлены КА. Таким образом, отыскание поврежденного участка производится пробной подачей напряжения на отдельные части линии, а процесс отыскания поврежденного участка основан на определенной последовательности действий ОВБ (стратегией поиска). Стратегия поиска предусматривает последовательное деление линии разъединителями в порядке их деления от ИП и является наиболее целесообразной при эксплуатации.

После завершения этапов отыскания и выделения из схемы линии поврежденного участка наступает следующий этап восстановления работоспособности - отыскание места повреждения на выделенном участке. Поиск места повреждения, как правило, выполняется обходом участка. После определения места и характера повреждения диспетчер принимает решение об организации работ по ремонту (замене) поврежденного элемента. В случае небольшого объема работы ремонт осуществляется самой ОВБ. При сложных повреждениях привлекается ремонтная бригада; при этом требуется дополнительное время, помимо времени ремонта, на сбор и доставку бригады к месту повреждения.

После окончания ремонта поврежденный участок и участки, отключенные вместе с ним, могут быть включены. С учетом ограничения включаемого нагрузочного тока разъединителями (до 15 А) это включение может потребовать предварительного отключения соответствующего выключателя - секционного выключателя линии или головного выключателя на ИП.

После этого следует восстановление исходной (нормальной) схемы линии включением тех КА, которые остались еще отключенными. Основной признак окончания процесса восстановления работоспособности линии - восстановление электроснабжения всех потребителей

Математическая модель процесса восстановления линии

Процесс восстановления линии содержит определенные шаги, т.е. комплекс действий ОВБ, завершающийся полезным результатом. Этот процесс является многошаговым, а каждый шаг содержит одинаковое по характеру действия ОВБ (переезды и коммутационные операции). Данный подход предполагает разбиение процесса восстановления на отдельные этапы, внутри которых действия ОВБ имеют цель и близки по характеру.

Значения показателей недоотпуска электроэнергии ДW и среднего времени восстановления для отдельных участков определяются по следующим формулам:

; (2.12)

, (2.13)

Слагаемые в формулах соответствуют средним недоотпускам электроэнергии и времени восстановления на соответствующих этапах процесса восстановления работоспособности линии:

от момента отключения линии до начала поиска повреждения (индекс «д»);

поиск поврежденного участка («п»);

локализация поврежденного участка («л»);

включение тех потребителей, которые можно включать после локализации поврежденного участка («в»);

обход поврежденного участка («х»);

ремонт поврежденного участка и включение отключенных потребителей («р»).

После определения длительности этапов восстановления при повреждении i-го участка линии (ф_i) расчет недоотпуска электроэнергии выполняется по формулам:

, (2.14)

, , (2.15)

где ДW_i, ДW_л - недоотпуск электроэнергии для i-го участка, всей линии;

Р_i - нагрузка линии, отключенная при выводе из схемы i-го участка;

ф_i ,ф_л - длительность восстановления i-го участка и линии;

b_i - вероятность повреждения на i-м участке.

В современных схемах сетей 10 кВ, как правило, нагрузки других участков линии входят составляющими в Р_i, только в тех случаях, когда резервирование этих нагрузок не обеспечивается.

Определение составляющих времени восстановления

Значения составляющих времени восстановления ф зависят от очень большого числа факторов, учет которых неприемлем из-за его сложности и невозможности получения исходных данных. Поэтому при практических расчетах средних значений показателей надежности принимается ряд допущений:

учитывается только одно повреждение, вероятность наложения повреждений принимается малой;

равная вероятность отказа линии в любой точке;

поиск поврежденного участка осуществляется действиями ОВБ в определенной последовательности;

автомашина ОВБ оснащена радиосвязью с диспетчером РЭС и связь работает безотказно;

не учитываются отказы устройств РЗ и автоматики, работа которых селективна;

не учитываются неустойчивые повреждения, ликвидируемые устройствами АПВ;

не учитываются однофазные замыкания на землю (отыскание таких замыканий без отключения линии 10 кВ, ремонт поврежденного участка требует малых затрат времени).

Кроме того, при определении времени восстановления ф предполагается, что линия 10 кВ не оборудована средствами телесигнализации и приборами отыскания мест повреждений.

Время ф_д определяется:

, (2.16)

где t_инф - время от момента отключения линии до получения диспетчером информации об этом;

t_ож - время ожидания ОВБ к выезду на поврежденную линию;

t_д - время этого переезда.

Значение t_инф зависит от характера и ответственности потребителей линии, времени суток, когда произошло отключение и др. Статистическая оценка t_инф затруднительна, поэтому целесообразна экспертная оценка эксплуатируемым персоналом РЭС.

Время t_ож зависит от занятости ОВБ аварийными и плановыми ремонтами, загрузки бригад, неравномерности поступления требований на обслуживание аварийных заявок по периодам суток и определяется по статистическим данным.

Затраты времени на переезд ОВБ на ПС или на линию (например, при отключении ВС) определяются по статистическим данным или по формуле:

, (2.17)

где l_д - длина пути переезда от места дислокации ОВБ до ПС (ВС);

х - скорость движения.

Составляющие времени на поиск поврежденного участка (t_п), его локализацию (t_л) и на включение потребителей после локализации (t_в) - это затраты на переезды ОВБ в процессе восстановления работоспособности линии. Затраты времени на переезд между двумя точками а и б линии определяются как

, (2.18)

где l_а-б - длина участка линии между точками а и б;

К_кр - коэффициент кривизны дорог по отношению прямой, соединяющее точки а и б.

Следовательно, главным в расчете затрат времени t_п ,t_д ,t_в является определение соответствующих маршрутов переездов l_п, l_д, l_в.. Поврежденным участком в зоне автоматического выделения, на поиск которого затрачивается время t_п является та часть зоны, которую нельзя разделить ручным отключением секционных разъединителей (СР). При поиске пробными включениями и использовании последовательной стратегии

, (2.19)

где N_рп - число разъединителей в зоне;

l_nj - протяженность переездов с целью выполнения операций j-м разъединителем (РЛ_j) в ходе поиска;

b_nj - вероятность выполнения этих операций при наличии повреждения в зоне на линии.

Значение b_nj определяется полной длиной той части линии, которая еще не проверена пробной подачей напряжения перед отключением разъединителем РЛ_j. При делении линии на участки ОВБ совершает по две поездки: одну от головного (секционного) выключателя до РЛ_j для его отключения (деление зоны), другую - от РЛ до ГВ (СВ) для пробного его включения (испытания).

Суммирование поездок бригады проводится в порядке возрастания номеров разъединителей. При отсутствии дежурных на ИП и средств, ускоряющих поиск, действия с любым разъединителем линии требует двойного переезда между ГВ и этим разъединителем.

При выполнении этапа локализации поврежденный участок отделяется от тех участков зоны (линии), питание которых может быть восстановлено от основного или резервного источника питания. Определение выполняется отключением КА по концам поврежденного участка. Тогда длина маршрута l_д состоит из сумм длин переездов между этими аппаратами. Начальной точкой маршрута локализации является точка, в которой ОВБ находится в конце этапа поиска поврежденного участка. В общем виде длина маршрутов переездов ОВБ для i-го поврежденного участка l_ni определяется

при j M(K_jp), (2.20)

где l_kji - протяженность маршрута переездов с целью отключения концевого j-го аппарата i-го участка;

М(К_jp) - множество j-х аппаратов, за которыми имеются нормально отключенные связи с резервным источником питания.

Средняя протяженность маршрута переездов при локализации поврежденного участка в зоне автоматического выделения (или на линии):

, (2.21)

где - вероятность того, что при повреждении в зоне (на линии) оно имеет место на участке i; L - длина зоны (линии); L_i - длина участка.

При повреждениях на концевых участках линии этап локализации отсутствует (l_л=0), так как этап поиска повреждения оканчивается отключением концевого разъединителя участка.

Для осуществления этапа включения - восстановления электроснабжения части потребителей зоны после локализации поврежденного участка можно использовать два аппарата: головной выключатель зоны и разъединитель со стороны резервного питания.

Для i-го поврежденного участка длина l_bi - равна протяженности маршрута переездов от точки нахождения бригады в конце этапа локализации (или поиска повреждений, при l_д=0) до отключенного аппарата, включением которого напряжение подается на часть линии до отключенного j-го аппарата (РЛ_j) i-го участка.

Полная продолжительность переездов на этапе включения:

(2.22)

Средние затраты времени на обход i-го участка L_i с учетом обхода магистральной части длиной L_м, глухих ответвлений определяется по формуле:

, (2.23)

где н_х - средняя скорость обхода;

б - коэффициент, учитывающий изменение скорости обхода за сет движения без осмотра при возвращении с ответвлений.

С учетом затрат времени на переезд к головному аппарату локализованного участка t_xi среднее значение времени обхода для линии (зоны)

. (2.24)

По аналогичной формуле определяется среднее время ремонтов ф_р:

где фрi - среднее время ремонта повреждения на i-м участке;

фврi - время на включение i-го и других участков, которые нельзя было включить до выполнения ремонта на i-м участке; определяется как затраты времени на переезд от середины магистрали i-го участка до одного из разъединителей этого участка.

Средний недоотпуск электроэнергии

Для оценки надежности СЭС и электрических сетей используется комплексный показатель надежности - средний недоотпуск электроэнергии потребителям ДW. Это суммарный годовой ожидаемый недоотпуск электроэнергии потребителям данной СЭС:

потребителей. Ожидаемый недоотпуск к-му потребителю определяется по формуле

, (2.27)

где Р_ск, И_к - соответственно средняя отключаемая нагрузка, продолжительность простоя к-го потребителя.

При учете только аварийных отказов время

, (2.28)

где л_к, ф_к - соответственно частота отказов, среднее время простоя (восстановления электроснабжения) к-го потребителя.

При учете преднамеренных отключений потребителей эквивалентная продолжительность простоя к-го потребителя

,

Электрические сети напряжением 10 кВ в сельской местности представляют собой сложные разветвленные, в основном, воздушные линии, к которым на глухих ответвлениях подключены ТП 10/0,4 кВ. Линии 10 кВ, подключенные к сборным шинам одно- и двух трансформаторных ЦП, резервируются от соседних ЦП или шин своей же подстанции. Кроме того, в электрических сетях используют секционирование линии электропередачи. Линии 10 кВ секционируют и резервируют как линейными разъединителями, так и автоматическими секционными аппаратами (выключателями) и пунктами автоматического резервирования (выключателями с АВР).

Электрические сети напряжением 10 кВ в сельской местности представляют собой сложные разветвленные, в основном, воздушные линии, к которым на глухих ответвлениях подключены ТП 10/0,4 кВ. Линии 10 кВ, подключенные к сборным шинам одно- и двух трансформаторных ЦП, резервируются от соседних ЦП или шин своей же подстанции. Кроме того, в электрических сетях используют секционирование линии электропередачи. Линии 10 кВ секционируют и резервируют как линейными разъединителями, так и автоматическими секционными аппаратами (выключателями) и пунктами автоматического резервирования (выключателями с АВР).

Электрические сети напряжением 10 кВ в сельской местности представляют собой сложные разветвленные, в основном, воздушные линии, к которым на глухих ответвлениях подключены ТП 10/0,4 кВ. Линии 10 кВ, подключенные к сборным шинам одно- и двух трансформаторных ЦП, резервируются от соседних ЦП или шин своей же подстанции. Кроме того, в электрических сетях используют секционирование линии электропередачи. Линии 10 кВ секционируют и резервируют как линейными разъединителями, так и автоматическими секционными аппаратами (выключателями) и пунктами автоматического резервирования (выключателями с АВР).

где н_к - частота преднамеренных отключений, 1/год;

з_к - среднее время обслуживания (восстановления) после преднамеренного отключения, ч;

г - коэффициент, учитывающий меньшую тяжесть преднамеренных отключений по сравнению с внезапными отказами; в практических расчетах г=0,3.

Способы обеспечения надежности электрических сетей. Общие положения

Для обеспечения надежного электроснабжения сельских потребителей при проектировании должен предусматриваться ряд технических мероприятий:

- резервирование электроснабжения потребителей 1-й и 2-й категории по линиям 10 кВ путем сооружения перемычек между магистральными участками линий, а также применения резервных генерирующих установок;

- секционирование сетей с помощью выключателей, оборудованных устройствами АПВ, автоматических отделителей, разъединителей;

- применение батарей статических конденсаторов для компенсации реактивной мощности.

С учетом того, что в эксплуатации находится большое количество ВЛ и ТП, снабжающих электроэнергией сельскохозяйственных потребителей и построенных в разное время без соблюдения указанных требований, в последние годы энергоснабжающими организациями осуществляются следующие организационно-технические мероприятия по повышению надежности электроснабжения сельских потребителей:

повышение надежности ВЛ путем сокращения протяженности линий 10 кВ, увеличения количества отходящих от ТП 35 - 110 кВ линий до 5 - 6, строительства ВЛ 6 - 20 кВ для осуществления резервного питания потребителей;

внедрение автоматизации и телемеханизации распределительных сетей - секционирование линий 6 - 20 кВ масляными выключателями и автоматическими отделениями и оснащение их устройствами АПВ и АВР,

внедрение диспетчеризации - создание и оборудование диспетчерских пунктов РЭС, обслуживание электросетей путем создания бригад централизованного ремонта (БЦР), оперативно-эксплуатационных бригад (ОЭБ) и оперативно-выездных бригад (ОВБ).

Пункты секционирования

Линии электропередачи (ЛЭП) в сельской местности характеризуются большой протяженностью и рассредоточенностью потребителей, поэтому при повреждении или плановом отключении радиальной линии все ее потребители теряют питание. Для повышения надежности электроснабжения потребителей в случаях повреждений и при проведении планово-предупредительных ремонтов линий применяется их секционирование, которое весьма эффективно в сочетании с АПВ.

Автоматическое секционирование сетей играет двоякую роль. С одной стороны, оно непосредственно повышает непрерывность электроснабжения потребителей, так как при к.з. секционирующий аппарат отключает лишь поврежденный участок сети, не нарушая нормального режима работы остальной ее части; секционирование облегчает эксплуатацию линий, упрощает отыскание и ликвидацию замыканий на землю и т.д. С другой стороны, секционирование в ряде случаев является рациональным средством улучшения защиты линии в целом. В сетях 6 - 10 кВ минимальные токи к.з. зачастую оказываются соизмеримыми с максимальными рабочими токами на головных участках линий, при этом чувствительность максимальной токовой защиты, установленной на головных участках, может оказаться недостаточной; поэтому установка секционирующих аппаратов сокращает зону действия защиты, увеличивая ее надежность.

Основными аппаратами, которые могут быть использованы для секционирования распределительных сетей, являются предохранители обычного типа, а также специально разработанные для этой цели предохранители с АПВ, выключатели типа ВМН-10 и автоматические отделители.

Устройства АПВ и АВР

Техническим средством, существенно повышающим надежность и бесперебойность электроснабжения потребителей, является АПВ. Применение АПВ особенно эффективно на воздушных ЛЭП, более всего подвергающихся воздействию атмосферных перенапряжений. Более 60% случаев отключений ВЛ 6 - 10 кВ сопровождаются успешным АПВ. В ряде случаев оно дает возможность использовать упрощенные виды защит, неизбирательность действия которых исправляется затем работой устройств АПВ, установленного на головном участке линии.

Успешное однократное АПВ происходит примерно в 60 - 80% случаев отключений, двукратное АПВ увеличивает это значение еще на 10 - 12%; при трехкратном АПВ общее число успешных включений достигает 75 - 97%. Общая продолжительность цикла АПВ с момента отключения линии до восстановления питания определяется схемой АПВ, типом выключателя и его привода. Если удается сократить продолжительность этого цикла до 0,5-0,8 с, то АПВ считается достаточно эффективным.

В эксплуатации могут использоваться различные устройства АПВ, причем выбирать их следует с учетом конкретных условий так, чтобы обеспечить максимальную надежность работы, а также простоту выполнения и эксплуатации.

Резервирование в распределительных электросетях в зависимости от значения нагрузки потребителей 1-й категории и местных условий может осуществляться на напряжениях до 1000 В или 6 --20 кВ.

Автоматическое включение резервного питания на напряжении до 1000 В при нагрузках до 600 А наиболее удобно осуществлять с помощью контакторных станций, которые состоят из двух контакторов типа КТ-35, смонтированных на общей панели. Полное время действия АРВ, т.е. отключения и включения контакторов, составляет 0,2 с. При восстановлении основного питания схема автоматически возвращается в исходное положение. Контактор отключается при 50 и включается при 80% номинального напряжения.

Надежность электроснабжения потребителей 2-й и 3-й категории может быть повышена путем резервирования протяженных воздушных магистралей 6 - 10 кВ. Резервирование в большинстве случаев оправдано, если длина резервной перемычки не превышает 5 - 10 км. Резервная перемычка может соединять концевые участки или другие точки двух распределительных линий, которые резервируют друг друга по схеме кольцевого питания. На магистралях таких линий должны быть установлены секционирующие выключатели и разъединители или ТП проходного типа, включенные в рассечку магистрали.

Целесообразность строительства кольцующей перемычки должна быть оценена с учетом местных условий, длительности ремонта линий, режимов напряжений и допустимого нагрева проводов линий. Создание сложных кольцевых сетей с тремя и более резервными связями не целесообразна из-за усложнения схемы и увеличения вероятности ошибок при переключениях для производства работ.

Комплексная автоматизация управления распределительными сетями

Важным этапом дальнейшего совершенствования обслуживания электрических сетей является создание автоматизированной системы управления распредсетями предприятий электрических сетей. При этом экономический эффект достигается за счет снижения ущерба от аварийных отключений потребителей, который оценивается коэффициентом отключенного состояния потребительских подстанций, а также снижением трудозатрат на отыскание и ликвидацию возникающих повреждений и на работы, связанные с проведением профилактических проверок средств защиты и автоматики.

Одной из главных проблем в создании указанной системы является разработка комплекса технических средств (КТС), включающего в себя устройства релейной защиты (РЗ) с улучшенными характеристиками приспособленные к экспресс-проверкам; простые и недорогие устройства обнаружения мест повреждений в линиях 6 - 35 кВ; устройства АПВ, АВР в сочетании с секционирующими выключателями и автоматическими отделителями; простые устройства передачи информации с подстанций на диспетчерский пункт РЭС и ретрансляции этих сигналов на диспетчерский пункт ПЭС.

Устройства для отыскания мест повреждений

Внедрение современных методов и устройств отыскания мест повреждения (ОМП) сокращает время отыскания места повреждения, позволяет в ряде случаев предотвратить аварийные отключения линий, а также является одним из важнейших факторов повышения надежности электроснабжения и экономичности эксплуатации распределительных сетей.

В электросетях 6 - 35 кВ наиболее частым видом повреждений (до 80% всех повреждений) является замыкание на землю. Для отыскания этих повреждений в энергосистемах широко применяют приборы поиска «земли».

Данные энергосистем об опыте эксплуатации переносных приборов свидетельствуют о том, что они позволяют в 2 - 3 раза сократить трудозатраты эксплуатационного персонала при отыскании повреждений.

Трудоемким является отыскание места междуфазных коротких замыканий (к.з.). Отыскание и локализацию этих повреждений можно значительно ускорить с помощью указателей поврежденных участков.

При отыскании мест междуфазных к.з. на ЛЭП применяются фиксирующие измерительные приборы (ФИП) и указатели поврежденного участка (УПУ). Прибор ФИП, установленный в центре питания, фиксирует составляющую тока обратной последовательности. Оперативный персонал по показаниям прибора ФИП может определить место повреждения, а прибор УПУ даст возможность проверить, в какой из многочисленных ветвей находится повреждение. Для определения мест повреждения оперативный персонал использует масштабные схемы, на которых указаны значения тока к.з. в узлах и нанесены эквитоковые линии. Применение ФИП дает возможность определить также район повреждения после успешных АПВ и произвести осмотр участков линий с возможными местами повреждений. Показания приборов используются в тех случаях, когда повреждения отключены секционирующим выключателем и требуется отыскать место повреждения. Кроме того, ФИП, установленный на подстанции, дает возможность точно определить значение тока к.з. и тем самым предотвратить излишние ревизии выключателей.

Для определения мест повреждений ВЛ широко используется метод, основанный на измерении в момент повреждения симметричных составляющих токов и напряжений. Измерения производятся специальными приборами, осуществляющими фиксацию соответствующей составляющей в начальный период к.з. до отключения ВЛ релейной защитой. Определение мест повреждений по данным измерений фиксирующих приборов производится по параметрам нулевой последовательности путем контроля тока и напряжения. При этом для питания приборов используются простейшие фильтры токов и напряжений нулевой последовательности. Этот метод позволяет получить сравнительно высокую точность определения расстояния до места повреждения. Однако в некоторых случаях более целесообразно определять места повреждений по параметрам обратной последовательности. Одним из преимуществ этого метода является возможность определения мест повреждений при к.з. на землю и двухфазных к.з.. Он рекомендуется для ВЛ с ответвлениями, при этом во многих случаях используется упрощенная методика расчета расстояния до места повреждения, которой не учитываются токи ответвлений.

Шунтирование поврежденной фазы

Железобетонные и металлические опоры ВЛ напряжением 3 - 35 кВ должны быть заземлены как в населенной, так и в ненаселенной местности.

Установлено, что в воздушных сетях 10 кВ с железобетонными опорами для повышения надежности работы изоляции и уровня электробезопасности необходимо принимать меры по снижению значения или продолжительности протекания тока замыкания на землю при токах свыше 5 А.

Основным способом снижения значения тока замыкания на землю является компенсация емкостных токов. Однако в районах с высокой степенью загрязнения атмосферы активные токи утечки по увлажненной изоляции соизмеримы с емкостными, что снижает эффективность компенсации.

В таких зонах применяются на ВЛ устройство автоматического шунтирования поврежденной фазы (АШФ). Устройство АШФ устанавливается на шинах 10 кВ подстанции 110 - 35/10 кВ и при возникновении в сети замыкания на землю автоматически соединяет с землей поврежденную фазу. Через определенное время устройство АШФ отключается. Если замыкание в сети не ликвидировано, то АШФ включается снова и может оставаться во включенном положении длительное время, обеспечивая снижение потенциала и тока в месте повреждения.

Совершенствование методов расчета и конструкции ВЛ

Надежность электроснабжения сельских потребителей зависит в первую очередь от надежности и качества построенных ЛЭП и ТП. Повышение качества строительства электрических сетей 0,4 - 35 кВ при одновременном снижении удельных капитальных вложений, затрат труда и материалов достигается путем проведения ряда мероприятий. Значительный эффект обеспечивается реализацией рациональной структуры строительства ВЛ 0,4 - 35 кВ по типам и материалам применяемых опор. Одновременно решается проблема рационального использования древесины в электросетевом строительстве: качество антисептирования деревянных опор должно быть доведено до уровня требований ГОСТ, применение длинномерной древесины до 70 - 75% общего объема поставок, организовано производство деталей деревянных опор полной заводской готовности.

Повышение надежности ВЛ в условиях воздействия гололедно-ветровых нагрузок достигается при проектировании (и реконструкции) конкретных линий и участков сетей увеличением средних расчетных нагрузок, а также учетом местных условий.

Гололедные и ветровые нагрузки, принимаемые по картам ПУЭ, не учитывают ряда местных условий и во многих случаях не соответствуют фактическим значениям, наблюдаемым на линиях и метеостанциях. Поэтому одной из главных предпосылок правильного проектирования ВЛ и их реконструкции является создание региональных карт по гололеду и ветру.

Работы по совершенствованию конструкций железобетонных опор и приставок:

разработка экономичных конструкций, рассчитанных на повторяемость гололедных и ветровых нагрузок 1 раз в 10 лет;

повышение надежности промежуточных опор в аварийном режиме за счет применения улучшенных конструктивных решений;

обеспечение надежности промежуточных и анкерных опор при воздействии сверхрасчетных нагрузок;

применение предварительно-напряженной арматуры;

улучшение технологии сборки и изготовления опор.

Меры борьбы с гололедом

Учитывая чрезвычайно тяжелый характер гололедных аварий и большой ущерб, наносимый ими народному хозяйству из-за аварийного недоотпуска электроэнергии и затрат на восстановление нормального электроснабжения, признали необходимым принимать меры по предотвращению гололедных аварий путем современной плавки гололеда на проводах ВЛ электрическим током. Отложения гололеда представляют большую опасность для нормальной эксплуатации ВЛ; образование гололеда может вызвать разрегулирование проводов, их сближение и замыкание; интенсивную пляску проводов, вызывающую к.з., ожоги проводов и как следствие их обрыв, повреждение креплений; перегрузку и обрыв проводов; разрушение опор в результате обрыва проводов, когда возникающие неуравновешенные тяжения на опоры от оставшихся целыми проводов значительно превышают расчетные; разрушение опор в результате совместного воздействия гололеда и ветра, направленного под углом 60 - 90⁰ к ВЛ.

Плавка гололеда является эффективным способом предупреждения гололедных аварий на ВЛ; она позволяет в короткий срок удалить гололед на десятках километров линий, предупредить опасную перегрузку, обрывы и сближение проводов, разрушение опор и предотвратить пляску проводов.

Для своевременного предупреждения диспетчера предприятия об образовании на ВЛ опасных гололедных отложений необходимо вести наблюдения на линиях или специально смонтированных гололедных постах. Плавку гололеда следует начинать с таким расчетом, чтобы при продолжающемся гололедообразовании она была успешно завершена на всех линиях, взаимосвязанных по режиму плавки. Очередность плавки определяется важностью потребителей, технологичностью организации плавки и наличием резервного питания.

Успех борьбы с гололедом определяется своевременностью обнаружения возникновения гололеда и проведения его плавки. Для осуществления постоянного контроля за возникновением гололеда разработан динамометрический датчик гололеда релейного действия для ВЛ напряжением 6 - 35 кВ.

Применение шунтирующих кабелей, передвижных подстанций и дизельных электростанций

Сокращение длительности отключенного состояния ВЛ и ТП может быть достигнуто применением при ремонтах, реконструктивных и аварийно-восстановительных работах, шунтирования ремонтируемого участка гибким кабелем, установкой передвижной трансформаторной подстанции на время ремонта ТП, использованием передвижных дизельных станций.

Шунтирующий гибкий кабель, снабженный концевыми разделками и зажимами для присоединения к проводам ВЛ, раскатывается вдоль ремонтируемого участка ВЛ; линия отключается; на анкерных опорах, ограничивающих ремонтируемый участок, производится соединение шунтирующего кабеля с проводами ВЛ и отсоединение проводов ремонтируемого участка; ВЛ включается в работу. По завершении ремонта ВЛ кратковременно отключается, производится отсоединение гибкого кабеля, сращивание проводов отремонтированного участка и остальной ВЛ, после чего восстанавливается электроснабжение потребителя на ВЛ. Гибкий кабель наматывается на инвентарный барабан.