Обеспечение надежности электрических сетей 10 кВ

Предупредить перерывы в электроснабжении потребителей и снизить затраты труда при производстве ремонтов ТП можно применением передвижных резервных трансформаторных подстанций.

Для обеспечения электроснабжения потребителей 1-й и 2-й категории при нарушениях работы сети и при проведении плановых работ на участках сети, к которым подключены потребители 1-й категории, не имеющие резервного питания, могут использоваться передвижные дизельные электростанции. Применение передвижных электростанций целесообразно в тех случаях, когда длительность их установки и подключения к сети невелика по сравнению с вероятным временем восстановления участков сети. При нарушениях работы магистральных участков сети дизельную электростанцию через передвижную подстанцию следует подключить к неповрежденному участку ВЛ 6 - 10 кВ или непосредственно к шинам 0,4 кВ ТП. Также к шинам ТП станция подключается при повреждении ответвлений от магистрали. При нарушении работы ВЛ 0,4 кВ станция подключается к распределительным щитам потребителя.

Для ряда сельскохозяйственных производственных предприятий ущерб от перерывов электроснабжения относительно высок. Эффективным средством повышения надежности электроснабжения таких объектов может оказаться установка на них резервных электростанций. Вопрос целесообразности установки такой электростанции решается сопоставлением ожидаемого ущерба от недоотпуска электроэнергии и затрат на резервирование.

В качестве резервных электростанций на сельскохозяйственных предприятиях используются комплектные дизельные или бензиновые агрегаты мощностью от 2 до 100 кВт.

Рассмотренные выше технические мероприятия по повышению надежности сочетаются с совершенствованием ремонтов и технического обслуживания распредсетей, выражающимся во внедрении комплексных методов работ, централизации ремонтов электротехнического оборудования на производственных базах энергосистем и предприятий с применением поузловой и блочной замены оборудования на объекте взамен его ремонта в полевых условиях. Ежегодно реализуются мероприятия по повышению уровня оперативно-диспетчерского управления распределительными электросетями.

Оценка надежности электрических сетей 10 кВ. Исходные данные

Электропитание двухтрансформаторной ПС 35 кВ осуществляется по двум линиям 35 кВ с двусторонним питанием. Секции сборных шин 10 кВ можно считать точками с абсолютной надежностью («входом» структуры). К одной секции сборных шин подключена линия 10 кВ , выполненная по магистральной схеме и присоединением потребительских ТП 10/0,4 кВ на ответвлениях. К второй секции подключена линия с расчетной нагрузкой S_р=2100 кВА.

На разветвленных ВЛ 10 кВ не установлены секционирующие разъединители (РС) и коммутационные аппараты (КА).

Для ПС 35/10 принято оперативное обслуживание с дежурством на дому. Устройства телесигнализации подают сигнал об отключениях головных выключателей (ВГ) и положении контактов секционирующих выключателей (СВ) ВЛ 10 кВ на диспетчерский пункт РЭС. ОВБ и ремонтные бригады обслуживания электросетей РЭС располагаются на ремонтно-производственной базе РЭС.

Далее проводим расчеты надежности ВЛ 10 кВ. Так как на рассматриваемой линии не установлены автоматические выключатели, то линия представляет собой одну зону автоматического выделения. Головные выключатели линий оснащены устройствами АПВ. Расчет проведем для потребителей первой категории ( ТП 727) и второй категории ( ТП 389).

Электрическая схема линии с условными обозначениями и номерами элементов, принятыми в РЭС, представлена на рис. 4.1 . На схемах указаны длины участков ВЛ, номера и номинальные мощности трансформаторов ТП 10/0,4 кВ.

До применения одной из методик расчета надежности необходимо провести электрический расчет.

Электрический расчет сети 10 кВ. Определение расчетных нагрузок

Расчетные нагрузки определяют используя специальную методику расчета. Исходными данными при этом служат значения расчетных нагрузок на вводах потребителей и коэффициентов одновременности, принимаемых по специальным таблицам в зависимости от числа электроприемников. Коэффициент одновременности - отношение расчетной нагрузки группы из нескольких электроприемников (ЭП) к сумме их максимальных нагрузок. [Л-5]

Расчетные нагрузки группы однородных потребителей участков распределительных сетей напряжением 10 кВ определяют по формулам:

, (4.1)

где Р_i - суммируемые мощности отдельных потребителей;

к_о - коэффициент одновременности, стр. 41 [Л-5].

Если нагрузки отдельных подстанций или линий в сетях напряжением 10 кВ отличаются по значению более чем в 4 раза, их суммируют пользуясь таблицей 1.11 [Л-5], в которой Р_м - меньшая из слагаемых нагрузок, а Р_доб - добавка к большей из нагрузок. Тогда

Р = Р_б + Р_доб, (4.2)

Где Р_б - большая из нагрузок.

Значение коэффициента мощности на участках сети 10 кВ определяем по кривым рис. 1.7 [Л-5] в зависимости от отношения расчетных нагрузок производственных потребителей (Р_п) к суммарной расчетной нагрузке (Р_?).

Результаты расчетов сводим в таблицы (4.3) - (4.4).

Таблица 4.3. Нагрузка ТП 10/0,4 кВ

№ п/п	№ ТП	S, кВА	Вид нагрузки	cosц	Tgц	P, кВт
1	381	100	СМ	0,8	0,75	80,0
2	691	250	ПР	0,7	1.02	175,0
3	530	63	К-Б	0,9	0,48	50,4
4	573	63	К-Б	0,9	0,48	50,4
5	390	100	СМ	0,8	0,75	80,0
6	727	2х400	ПР	0,7	1,02	2х280,0
7	388	250	ПР	0,7	1,02	175,0
8	389	250	ПР	0,7	1,02	175,0
9	392	63	К-Б	0,9	0,48	50,4
10	393	60	К-Б	0,9	0,48	49,6
11	733	160	СМ	0,8	0,75	128,0
12	55	60	К-Б	0,9	0,48	49,6
13	382	25	К-Б	0,9	0,48	22,5
14	385	250	ПР	0,7	1,02	175,0
15	528	100	СМ	0,8	0,75	80,0
16	387	100	СМ	0,8	0,75	80,0
17	386	60	К-Б	0,9	0,48	49,6
18	704	100	СМ	0,8	0,75	80,0

Примечание: К-Б - коммунально-бытовые потребители, СМ - смешанная нагрузка, ПР - производственные потребители.

Таблица 4.4. Расчетные нагрузки участков линий 10 кВ

№ п/п	Расчетный участок	Sр, кВА	cosц	Рр, кВт
1	ТП390-7	80	0,8	64
2	7-6	80	0,8	64
3	ТП727-6	560	0,7	455
4	6-5	640	0,8	512
5	ТП733-14	128	0,8	102,4
6	14-13	177,6	0,8	142,08
7	ТП392-13	50,4	0,9	45,36
8	13-12	228	0,8	182,4
9	12-11	403	0,8	322,4
10	11-5	578	0,78	450,8
11	ТП387-16	80	0,8	64
12	ТП704-17	80	0,8	64
13	16-17	129,8	0,8	103,8
14	15-16	209,8	0,8	167,8
15	ТП385-15	175	0,8	140
16	ТП528-15	80	0,8	64
17	15-8	464	0,8	371,2
18	ТП382-10	22,5	0,9	20,25
19	9-10	22,5	0,9	20,25
20	ТП55-9	49,6	0,9	44,64
21	8-9	72,1	0,8	57,6
22	5-8	536	0,8	428,8
23	5-4	1657	0,7	1157,8
24	ТП573-4	50,4	0,8	40,3
25	4-3	1707,4	0,7	1195,1
26	ТП530-3	50,4	0,8	40,3
27	3-2	1757,4	0,7	1230,1
28	ТП691-2	175	0,8	140
29	2-1	1932,4	0,7	1352,6
30	ТП382-1	80	0,8	64
31	1-0	2012	0,7	1408,4

Расчетную мощность на шинах 10 кВ ТП 35/10 кВ рассчитываем путем сложения расчетных нагрузок головных участков отходящих линий 10 кВ, используя формулу (4.1), где коэффициент одновременности к_о=0,85 (для I секции) согласно [Л-5].

Суммарную нагрузку распределительного устройства (РУ) 10 кВ ТП 35/10 кВ приблизительно равномерно распределяем между двух секций РУ 10 кВ и определим суммарную расчетную нагрузку ТП 35/10 кВ.

, (4.3)

где Р_р? - суммраная активная расчетная мощность ТП 35/10 кВ, кВт;

cosц_p? - средний расчетный коэффициент мощности.

Суммарную активную расчетную мощность определим с учетом коэффициента одновременности по формуле (3.1), к_о=0,9.

Средний расчетный коэффициент мощности:

; (4.4)

где S_pi - полная расчетная нагрузка i-го элемента сети, кВА;

cosц_i - коэффициент мощности i-го элемента сети.

Результаты расчетов сведем в таблицу 4.5.

Таблица 4.5. Расчетные нагрузки ТП 35/10 кВ

№ секции	Суммарн.мощн. на секцию РУ 10 кВ	Коэф.мощн.секций	Расчетная суммарн.мощ. ТП 35/10 кВ	Коэф.мощности РУ 10 кВ
РУ 10 кВ	Р, кВт	S, кВА	cosц	Рр?, кВт	Sр?, кВА	cosцp?
I	1013	1408	0,72	2798	3541	0,79
II	1785	2100	0,85

Примечание: нагрузка для второй секции задана в исходных данных.

Проверка проводов ВЛ 10 кВ по потере напряжения

Особенностью распределительных сетей 10 кВ является рост электрических нагрузок , как правило в коммунально-бытовой сфере, который обуславливает изменение напряжения у потребителей. Постепенно возрастая, нагрузки в определенный момент времени достигают проектного уровня. Однако рост нагрузки продолжается и после достижения указанного уровня, вследствие более полного использования электроэнергии в производстве и быту, а также за счёт присоединения новых потребителей. При росте нагрузок и после расчетного периода увеличиваются потери напряжения и энергии в сети и отклонения напряжения у потребителей могут выйти за допустимые приделы.

В соответствии с [Л-8] на магистральных участках ВЛ 10кВ по условиям механической прочности применяют провода сечением не ниже 70-95 мм².Проведем проверку проводов по этому условию.

Выбранные провода должны быть обязательно проверены на потерю напряжения, с тем чтобы отклонения напряжения у потребителей не выходили за допускаемые пределы ±5% [Л-8].

Проверку существующих сечений проводов ВЛ 10 кВ проводим по току нагрева:

для провода - ; для кабеля - ,

где - максимальный расчетный ток рассматриваемого участка сети 10 кВ, А;

- длительно допустимый ток проводника, А (таблица 7.35 [Л-12]);

- длительно допустимый ток кабеля, А (таблица 1.3.16 [Л-7]);

- длительный расчетный ток, А:

, (4.5)

где к₁ - коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды, к₁=1,0; к₂ - коэффициент, учитывающий число прокладываемых кабелей в одной траншее, к₂=0,9 (таблица 7.17 [Л-12]); к₃ - коэффициент перегрузки, к₃=1,15 (для кабелей с поливинихлоридной изоляцией);

, S_расч - расчетная мощность участка сети 10 кВ, кВА;

U_ном - номинальное напряжение, кВ.

Проверка существующих сечений проводов и кабелей на механическую прочность: .

Потерю напряжения на участке ВЛ в процентах от номинального напряжения определяем по расчетной мощности S_расч по формуле [Л-8]:

, (4.6)

где - удельная потеря напряжения, %/(кВА км), которая определяется по номограмме рис. 23.3 [Л-8];

L - длина участка линии, км.

Результаты расчетов сведем в таблицу 4.7.

Таблица 4.7. Потери напряжения на участках ВЛ 10 кВ

Расчетный участок	Sр, кВА	Длина участка L, км	Марка и сечение провода	х10-3, %/кВА км	,%
ТП390-7	80	1,26	А-25	1,15	0,092
7-6	80	0,84	АС-70	0,65	0,03
ТП727-6	560	0,18	А-35	0,88	0,062
6-5	640	0,18	АС-70	0,65	0,05
ТП733-14	128	0,84	А-50	0,65	0,006
14-13	177,6	0,18	АС-70	0,65	0,067
ТП392-13	50,4	0,96	А-50	0,65	0,017
13-12	228	5,2	АС-70	0,65	0,53
12-11	403	0,4	АС-70	0,65	0,09
11-5	578	0,32	АС-70	0,65	0,1
ТП387-16	80	0,08	А-35	0,88	0,004
ТП704-17	80	0,24	А-35	0,88	0,013
16-17	129,8	0,32	А-35	0,88	0,02
15-16	209,8	0,48	АС-70	0,65	0,06
ТП385-15	175	0.08	А-35	0,88	0,008
ТП528-15	80	0,08	А-35	0,88	0,004
15-8	464	0,16	АС-70	0,65
ТП382-10	22,5	0,08	А-35	0,88	0,007
9-10	22,5	0,48	АС-70	0,65	0,004
ТП55-9	49,6	0,08	АС-35	0,88	0,001
8-9	72,1	0,48	АС-70	0,65	0,01
5-8	536	0,48	АС-70	0,65	0,15
5-4	1657	0,18	АС-70	0,65	0,18
ТП573-4	50,4	0,08	А-35	0,88	0,001
4-3	1707,4	0,24	АС-70	0,65	0,25
ТП530-3	50,4	0.08	А-35	0,88	0,001
3-2	1757,4	0,2	АС-70	0,65	0,22
ТП691-2	175	4,08	А-35	0,88	0,43
2-1	1932,4	3	АС-70	0,65	2,6
ТП382-1	80	0,64	АС-35	0,85	0,03
1-0	2012	0,89	АС-70	0,65	1,1



Потери напряжения до наиболее удаленной ТП незначительны, и не превышают допустимых значений для линий данного напряжения

Расчет токов короткого замыкания и выбор основного оборудования. Выбор мощности и числа трансформаторов ПС

Зная расчетные нагрузки ТП 35/10 кВ, определим число и мощность трансформаторов ПС.

Мощность и число трансформаторов понижающих подстанций (ПС) выбирают по расчетной мощности на шинах низшего напряжения (НН) с учетом перегрузочной способности трансформаторов и требований по обеспечению необходимой степени надежности электроснабжения потребителей. На ПС устанавливают один или два трансформатора.

На двухтрансформаторных ТП рекомендуется устанавливать трансформаторы одинаковой мощности, причем мощность каждого из них должна составлять 65 - 70 % мощности подстанции на конец расчетного периода.

Как правило на ТП нужно устанавливать трансформаторы типа ТМН с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой (РПН), так как при действующих нормах отклонений напряжения ± 5% установка трансформаторов без РПН предопределяет в большинстве случаев необходимость применения других, более дорогостоящих средств автоматического регулирования напряжения.

Принимая во внимание конфигурацию линий 10 кВ, расчетную нагрузку ТП 35/10 кВ и вышеуказанные рекомендации выбираем двухтрансформаторную ПС. Суммарная установленная мощность трансформаторов должна удовлетворять условиям:

; (4.7)

, (4.8)

где n_т, S_т - количество и единичная мощность трансформаторов, кВА;

Р_max - максимальная нагрузка ПС в нормальном режиме, кВт;

Р_ав= Р_max-Р_рез - нагрузка ПС в послеаварийном режиме выхода одного трансформатора из работы, кВт;

Р_рез - часть нагрузки ПС, резервируемая по сетям вторичного напряжения, кВт;

п_отк - количество отключенных трансформаторов;

к_ав - допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийных случаях по ГОСТ 14209-69 к_ав=1,4, [Л-6].

В аварийных случаях трансформаторы допускают в течении не более 5 суток перегрузку 1,4 номинальной мощности трансформатора на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 часов в сутки.

кВА,

в соответствии со стандартной шкалой мощностей трансформаторов принимаем .

С учетом резерва по сетям вторичного напряжения 10 кВ, равного 10 % от максимальной нагрузки (Р_max=2798 кВт, Р_рез=279,8 кВт), при отключении одного трансформатора:

кВА,

принимаем .

С учетом двух условий принимаем .

Проверка по условиям нагрева:

а) проверка по нагрузочной способности в нормальном режиме работы (по систематической перегрузке):

, (4.9)

где к_с.расч, к_с.доп - коэффициент систематической нагрузки трансформатора, соответственно расчетный и допустимый.

.

б) проверка по допустимой перегрузке:

, (4.10)

где к_а.расч, к_а.доп - коэффициент аварийной перегрузки трансформатора, соответственно расчетный и допустимый.

С учетом резерва по сети 10 кВ S_рез=354,1 кВА получим:

.

Таким образом условия а) и б) выполняются, окончательно принимаем номинальную мощность трансформатора .

Расчет токов короткого замыкания

Короткие замыкания (КЗ) возникают при нарушении изоляции электрических цепей. Причины таких нарушений различны: старение и, вследствие этого, пробой изоляции, набросы на провода ВЛ, обрывы проводов с падением на землю, механические повреждения изоляции кабельных линий при земляных работах, удары молнии в ЛЭП.

Для обеспечения надежной работы энергосистем и предотвращения повреждений оборудования при КЗ необходимо быстро отключать поврежденный участок. К мерам, уменьшающим опасность развития аварий, относится также правильный выбор аппаратов по условиям КЗ, применение токоограничивающих устройств, выбор рациональной схемы снабжения и т.д.

Для осуществления указанных мероприятий необходимо уметь определять токи КЗ и характер его изменения во времени.

Расчеты токов КЗ производятся для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики (РЗ и А).

Расчет токов КЗ при трехфазном коротком замыкании выполняется в следующем порядке: для рассматриваемой энергосистемы составляется расчетная схема; по расчетной схеме составляется электрическая схема замещения; путем постепенного преобразования приводят схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания или группа источников, характеризующиеся определенным значением результирующей ЭДС, были связанны с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением; зная результирующую ЭДС источника и результирующее сопротивление, по закону Ома определяют начальное значение периодической составляющей тока КЗ I_по, затем ударный ток и при необходимости периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ для заданного момента времени t.

Для расчета тока КЗ прежде всего необходимо составить схему замещения, в которую все элементы, электроустановки, влияющие на силу тока КЗ, должны войти своими сопротивлениями. При составлении схемы замещения для электроустановок напряжением выше 1000 В учитывают индуктивные сопротивления электрических машин, силовых трансформаторов и автотрансформаторов, реакторов, воздушных и кабельных линий. Активные сопротивления учитывают только для ВЛ с проводами небольшой площади поперечного сечения и со стальными проводами, а также для протяженных кабельных линий с небольшой площадью сечения.

На рис.4.3. представлена расчетная схема рассматриваемой электрической сети с указанием необходимых для расчета токов КЗ исходных данных.

Для данной расчетной схемы составим схему замещения:

Выберем ступени напряжения и зададимся базисными условиями:

за базисное напряжение обычно принимают среднее номинальное напряжение той ступени, где находится точка КЗ:

; ; базисная мощность - .

Определим базисные токи:

(4.11)

; .

Сопротивления отдельных элементов схемы замещения (рис. 3.8.) определим по формулам:

Система: (4.12)

, ;

Линия: (4.13)

, ;

Трансформатор: (4.14)

,

где S_{т ном} - номинальная мощность трансформатора, кВА;

U_к% - напряжение короткого замыкания, %;

L_л - длина линии, км;

Х_уд - удельное сопротивление 1-го км линии.

Выберем точки короткого замыкания (рис. 3.8) и определим значения токов:

Точка К-1 определим суммарное сопротивление до точки К-1:

Определим значение тока КЗ в относительных единицах (о.е.):

Определим значение тока КЗ в именованных единицах (и.е., кА):

ток КЗ в точке К-1 приведенный к низкому напряжению (НН)

;

ток КЗ в точке К-1 приведенный к высокому напряжению (ВН)

.

Точка К-2 расчет проведем аналогично расчету для точки К-1:

;

;

.

Определим ударный ток короткого замыкания:

, (4.15)

где i_у⁽³⁾ - ударный ток трехфазного короткого замыкания, необходимый для проверки электрических аппаратов на электродинамическую стойкость;

к_у - ударный коэффициент: , где Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ (таблица 3.8 [Л-9]);

I_по⁽³⁾ - действующее значение периодической составляющей тока КЗ.

Определим значение двухфазного тока КЗ:

. (4.16)

Результаты расчетов сведем в таблицу 4.8.

Таблица 4.8. Результаты расчетов токов КЗ

Точка КЗ	Iпо(3), кА	Та, с	Ку	Iу(3), кА	I(2)к, кА
К-1	3,77	0,03	1,6	11,02	3,21
К-2	6,5	0,02	1,61	17,31	5,62

По результатам расчетов токов КЗ выберем основное оборудование и проверим правильность его выбора согласно условиям проверки.

Выбор оборудования. Выбор оборудования на U=35кВ. Важнейшие параметры выбора выключателей

по напряжению установки ;

по длительному току ;;

по отключающей способности.

В первую очередь производится поверка на симметричный ток отключения по условию .

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ ,

где i_а,ном - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ф;

в_ном - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, % (по рис. 4.54 [Л-9]);

i_а,ф - апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов ф;

ф - наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов: , где с - минимальное время действия релейной защиты; t_с,в - собственное время отключения выключателя. Если условие соблюдается, а , то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ:

.

4) по включающей способности проверка производится по условию

; ,

где i_у - ударный ток КЗ в цепи выключателя;

I_п,0 - начальное значение периодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя;

I_вкл - номинальный ток включения (действующее значение периодической составляющей);

i_вкл - наибольший пик тока включения (по каталогу). Заводами-изготовителями соблюдается условие , где к_у =1,8 - ударный коэффициент, нормированный для выключателей.

Проверка по двум условиям необходима потому, что для конкретной системы к_у может быть более 1,8.

5) на электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным токам КЗ:

; ,

где i_дин - наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу;

I_дин - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ. Проверка по двум условиям производится по тем же соображениям, которые указаны выше.

6) на термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

,

где В_к - тепловой импульс тока КЗ по расчету;

I_тер - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу;

t_тер - длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, с.

Результаты выбора выключателей сведем в таблицы 6.3.1.

Таблица 4.9. Результаты выбора выключателей 35 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные (ВT-35-12,5)

Из таблиц видно, что выбранные выключатели удовлетворяют условиям выбора.

Выбор разъединителей.

Выбор разъединителей осуществляется по следующим условиям:

- по напряжению установки:Uном>Uуст

- по длительному току: Iном>Iнорм; Iном>Iмах.

- на электродинамическую стойкость:

а) I_ДИН?I_П0

б) i_ДИН?i_УД

проверка на термическую стойкость

I_ТС²•t_ТС?В_К

Предварительно выбран разъединитель РДНЗ.1-35/1000У1. Проверка условий выбора разъединителя сведена в таблицу 4.10.

Таблица 4.10. Выбор разъединителей на напряжение 35 кВ.

Расчетные значения	РДНЗ.1-35/1000У1
UНОМ, кВ	35	UНОМ, кВ	35
IМАХ, А	148,3	IНОМ, А	1000
iаф, кА	0,81	-	-
iУД, кА	17,3	iдин, кА	63
Вк, кА2•с	4,46	IТ2•tT	3661

Электрический расчет показывает, что выбранное основное оборудование удовлетворяет условиям выбора, а отклонения напряжения находятся в допустимых пределах.

Выбор оборудования на U=10кВ

Таблица 4.11. Результаты выбора выключателей 10 кВ.

Расчетные данные	Каталожные данные (ВВ-10-20)

Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям:

По напряжению: Uном>Uуст,

По току: Iном>Iнорм; Iном>Iмах.

По конструкции и классу точности(в данном случае класс точности должен быть не ниже 0,5).

По электродинамической стойкости (электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин, по этому такие трансформаторы не проверяются по этому условию).

По термической стойкости:

(Кт•I_1НОМ)²•t_ТС?Вк или I_ТС²•t_ТС?Вк, где Кт-кратность термической стойкости.

По вторичной нагрузке:

Z₂?Z_2НОМ, где Z_2НОМ- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Так как индуктивное сопротивление токовых цепей не велико, то

Z₂?r₂

Где r₂= r_ПРИБ+ r_ПР+ r_К , r_ПРИБ-сопротивление приборов, r_ПР-сопротивление проводов,

r_К- сопротивление контактов, при количестве приборов до трех r_К=0,05 Ом, при большем количестве- r_К=0,1 Ом.

Зная r_ПР можно определить сечение соединительных проводов:

S=с•l_РАСЧ/ r_ПР

где с= 0,0238 - удельное сопротивление материала для провода с алюминиевыми жилами,1расч - расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока.

Выбор трансформаторов тока проводится на примере для цепи вводных выключателей.

Предварительно для установки выбирается трансформатор тока ТЛК - 10.

Таблица 4.12. Технические характеристики ТЛК - 10.

UНОМ, кВ	IНОМ1, А	IНОМ2, А	Класс точности	Z2НОМ, Ом	iдин, кА	IТ2•tT, кА2•с
10	400	5	0,5	0,4	81	3661

Проверка условий выбора:

-По напряжению: Uном>Uуст,

-По току: Iном>Iнорм; Iном1>Iмах.

-Класс точности равен 0,5.

I_ТС²•t_ТС?Вк, I_ТС²•t_ТС=3661

Определяется суммарная мощность подключенных приборов.

Таблица 4.13. Приборы и их мощность.

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, В•А
		А	В	С
.Амперметр	Э-335	-	0,5	-
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счетчик	САЗИ-681	2,5	-	2,5
Счетчик	СРИИ-676	2,5	-	2,5

Наиболее загружены фазы А и С - 5,5 В•А. Общее сопротивление приборов:

rприб == S_ПРИБ / I_НОМ2² = 5,5 / 5² =0,22 Ом.

В качестве соединительных проводов принимаются провода с алюминиевыми жилами. Ориентировочная длина 1=5 м. Трансформаторы тока соединяются в полную звезду :

Lрасч =L=5 м. Сечение проводов принимается с учетом условия прочности 4 мм².

Отсюда : rпр =0,028•5 / 4 = 0,035 Ом.

Тогда: r₂ = 0,1+0,22+0,035 -=0,355 Ом.

r₂ ?Z_2НОМ

Выбранный трансформатор тока ТЛК - 10 удовлетворяет всем условиям. Остальные трансформаторы тока выбираются аналогично.

Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:

-пo напряжению установки: Uном?Uуст

-по конструкции и схеме соединения обмоток.

-по классу точности

-по вторичной нагрузке

S_НОМ?S_2? ,

где S_2? - нагрузка всех измерительных приборов

Для упрощенного расчета принимается сечение проводов по условию механической прочности 2,5 мм² для алюминиевых жил.

Выбор трансформатора напряжения производится на примере - для сборных шин 10 кВ.

Предварительно выбирается трансформатор напряжения НАМИ-10

Таблица 4.14. Технические характеристики НАМИ-10

UНОМ,кВ	Номинальное напряжение обмоток, В	SНОМ, В•А	Класс точности	SПРЕД, В•А
	1-я обмотка	2-я обмотка	3-я обмотка
10	10000	100	100:3	120	0,5	960

Определяется нагрузка от измерительных приборов.

Таблица 4.15. Приборы и их мощность.

Приборы	Тип	SОБМ, В•А	Число обмоток	cosц	sinц	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, Вар
Вводной выключатель	САЗИ-681	2Вт	2	0,38	0,925	1	4	9,7
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии	СРИИ-676	3Вт	2	0,38	0,925	1	6	14,5
Сборные шины	Э-335	2	1	1	0	1	2	0
Вольтметр
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	2	0
Линии 10 кВ	САЗИ-681	2Вт	2	0,38	0,925	3	12	29,2
Счетчик реактивной энергии
Счетчик реактивной энергии	СРИИ-676	3Вт	2	0,38	0,925	3	18	43,8
Итого		44	94,2

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения одной секции:

S_2?=101,57 В•А

S_НОМ> S_2?, 120 В•А>101,57 В•А

Выбранный трансформатор напряжения удовлетворяет всем условиям. На второй секции шин устанавливается аналогичный трансформатор напряжения НАМИ-10.

Расчет и анализ показателей надежности. Оценка показателей надежности электроснабжения потребителей линии 10 кВ.

Расчет потока отказов , 1/год и среднее время восстановления ф, ч для

ТП727 по методике, описанной в разделе 2.п.1.

, для ВЛ 10 кВ _i=0,25 1/км

, для ВЛ 10 кВ _i=6ч.

_с=_0-1+_2-3+_1-2+_3-4+_4-5+_5-6+_6-тп

_c=0,25*(0,89+3+0,2+0,24+0,18+0,18+0,18)=1,2 год^-1

_с=(1/1,2)*0,25*(0,89+3+0,2+0,24+0,18+0,18+0,18)=6 ч.

Повторим расчет для ТП389 по методике, рассмотренной ранее.

=1,3 год^-1

=6,1ч.

Как показывают расчеты , показатели надежности не соответствуют нормативным показателям.

Согласно[Л-8] для потребителей первой категории численные значения нормативов надежности не задаются. Главный нормативный показатель для потребителей второй категории- допустимая частота отказов в электроснабжении с длительностью перерыва не более 4 часов:

₂(4)=2,5 1/год (5.1)

С длительностью перерыва более 4 , но не более 10 часов для потребителей с расчетной нагрузкой 120 кВт и более:

₂(410)=0,1отк/год (5.2)

Для потребителей с расчетной нагрузкой менее 120 кВт:

₂(410)=0,2отк/год (5.3)

Выбор мер по повышению надежности электроснабжения потребителей

Для повышения надежности электрической сети рассмотрим наиболее применяемые в настоящее время способы:

-автоматическое секционирование ВЛ10 кВ выключателем с АПВ;

-резервирование ВЛ 10 кВ от другого источника питания.

Показатели надежности при резервировании от другого источника питания:

₁=6ч ,₁=1,21/год- показатели , рассчитанные для ТП727

₂=_вл+_в+_7-6

₂=0,25*13+0,05+0,25*0,84=3,51 1/год.

₂=(1/3,51)*(0,25*13*6+0,05*4+0,25*0,84)=5,97 ч.

Показатели надежности для т.С:

=3,1 ч.

=0,005 1/год

Показатели надежности для т.Б:

=3,3ч.

=0,006 1/год

Как видим показатели надежности, соответствуют нормативным.

Расчет недоотпуска электроэнергии

В таблице 5.1 приведены средние значения показателей, полученные путем обработки первичной документации РЭС в различных зонах страны. Данные значения показателей характерны для сельских электросетей Европейской части страны и могут быть использованы в расчетах надежности при отсутствии достоверной информации по конкретным распределительным сетям.

Таблица 5.1. Показатели обслуживания электросетей 10 кВ

Наименование показателя	Условные обозначения	Числовые значения
Время ожидания выезда ремонтной бригады, ч		1,0
Скорость переезда, км/ч	х	20 - 25
Коэффициент кривизны дорог	ккр	1,4
Расстояние переезда ремонтной бригады до места повреждения, км	Lрб	20
Вероятность выполнения ОВБ ремонта: провода прочих повреждений		0,25 0,5
Среднее время ремонта, ч, при повреждении: опор проводов изоляции при сложных повреждениях при прочих причинах		2,8 2,2 1,0 4,9 3,1

Считаем, что активная мощность всей линии распределена по потребителям подстанций пропорционально номинальной мощности их силовых трансформаторов. Отключаемая нагрузка при повреждениях в питающей электросети с приемлемой для инженерных расчетов точностью может быть принята равной половине расчетной нагрузки: .

В таблице 5.2 приведены параметры ТП 10/0,4 кВ и значения соответствующих нагрузок нагрузок потребителей.

Таблица 5.2. Параметры ТП 10/0,4 кВ и нагрузки ВЛ 10 кВ

№ ВЛ 10 кВ	№ ТП	Нагрузка
		Sнт, кВА	Рр, кВт	Ро, кВт
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18	381 691 530 573 390 727 358 389 392 393 733 387 386 704 385 528 55 382	100 250 63 63 100 400 250 250 63 60 160 100 60 100 250 100 60 25	56,0 122,5 35,3 35,3 56,0 196,0 122,5 122,5 35,3 32,4 128,0 56,0 32,4 56,0 196 56,0 32,4 15,7	28,0 61,3 17,6 17,6 28,0 98,0 61,2 61,2 17,6 16,2 64,0 28,0 16,2 28,0 98,0 28,0 16,2 7,9

Далее описывается процесс восстановления работоспособности трех рассматриваемых линий с определением соответствующих показателей надежности. Среднее значение времени первого этапа процесса ф_д одинаково для всех линий:

ч.

Принимаем, что скорость движения ОВБ по автодороге от базы до ПС 35/10 длиной 20 км составляет 25 км/час. В течении времени ф_д отключены все потребители и недоотпуск электроэнергии равен :

,

где п - число потребительских подстанций 10/0,4 кВ, подключенных к линии;

Р_оi - средняя отключенная нагрузка i-ой подстанции.

Тогда недоотпуск составляет:

для ВЛ 10 кВ - Вт ч;

Использование среднестатистических данных повреждаемости отдельных элементов ВЛ позволяет определить это время следующим образом:

ч.

Недоотпуски электроэнергии на этапе ремонта зависит от того возможна ли локализация поврежденного участка ВЛ; они будут определены далее при рассмотрении стратегии других этапов восстановления работоспособности линий.

В таблице 5.3 приведены длины участков ВЛ, участков отключения ВЛ (между КА), вероятности повреждений на участках отключения.

Таблица 5.3. Участки отключения ВЛ 10 кВ

№ ВЛ	№ участков	Обозначение	Длина, км	Вероятность отказа, bi, о.е.
	1 2 3 4	L1=l0-2+l2-4+l4-5+l5-6+l6-7 L2=l7-17+ l17-18+l18-19 L3=l7-21+l21-22+l22-24+l24-25 L4=l7-9+l9-13+l13-14+l14-15	4,59 1,7 6,8 2,32	0,29 0,11 0,44 0,15
		LI=L1+L2+L3+L4	15,41	1,00

В таблице 5.4 приведено описание схемы управления процессом восстановления работоспособности ВЛ на различных его этапах с указанием проводимых операций с КА, маршрутов перемещения ОВБ и соответствующих значений времени и величины отключенной нагрузки Р_о.

Таблица 5.4. Схема управления процессом восстановления ВЛ действиями ОВБ

№ ВЛ, поврежд. уч-ка	Этап	Точки переезда	Операция	Длина перехода, переезда, км	Время, ч	Откл. ТП 10/0,4 кВ	Рос, кВт
			КА	Характер	Цель, результат
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	«п»	0 - 7	Р2 ВГ	Откл. Вкл.	Дел-е ВЛ Испыт-е, откл. УРЗ	4,59	0,18	Все	665
	«в»	7-19 19-7	В1 -	Вкл. -	Вкл. уч. ВЛ Резерв	2,02 2,02	0,08 0,08	Все 16	665 539
	«х»	7 - 0	-	-	Обход	9,31	1,8	16	539
	«р»	-	-	-	Ремонт	-	3,44	16	539
	«вк»	т.повр.	Р2 В1 ВГ	Вкл. Откл. Вкл.	Резерв откл. Вкл. ВЛ	4,59 2,02	0,18 0,08	16 16 все	539 539 665
2	«п»	0 -7	Р2 ВГ	Откл. Вкл.	Дел-е ВЛ Испыт-е	4,59	0,08	Все	665
	«х»	7-18	-	-	Обход	3,46	0,6	2	126
	«р»	-	-	-	Ремонт	-	3,44	2	126
	«вк»	т.повр.	Р2	Вкл.	Вкл. ВЛ	0,13	0,005	Все	665
3	«х»	7 - 25/	-	-	Обход	7,96	0,5	5	293,8
	«р»	-	-	-	Ремонт	-	3,44	5	293,8
	«вк»	т.повр.	В2	Вкл.	Вкл. ВЛ	6,8	0,2	Все	665
4	«х»	7-15/	-	-	Обход	2,96	0,59	7	222,3
	«р»	-	-	-	Ремонт	-	3,44	7	222,3
	«вк»		В3	Вкл.	Вкл. ВЛ	2,32	0,09	Все	665

Приведенные схемы отражают оптимальную стратегию поиска и устранения повреждений, включения потребителей, направленную на минимизацию как времени аварийного отключения линий, так и суммарного недоотпуска электроэнергии потребителям.

В табл. 5.5 Приведены результаты расчетов составляющих времени восстановления ф и недоотпуска электроэнергии Дщ по этапам восстановления линий при повреждениях на участках ВЛ,. В целом для линий - недоотпуск электроэнергии и длительность восстановления всей линии на одно устойчивое повреждение (ДW_л, ф_л); годовой аварийный недоотпуск по линии (ДW_л?); продолжительность аварийных отключений линий за год (Т).

Таблица 5.5. Показатели процесса восстановления ВЛ 10 кВ действиями ОВБ

Показатель	Участок
	1	2	3	4
Время этапов восстановления, ч: - до начала поиска, фд - поиск поврежденного участка, фп - локализация, фл - включение резерва, фв - поиск места повреждения, фх - ремонт, фр - включение потребителей, фвк Среднее время восстановления ВЛ, ф	1,9 0,18 - 0,08 1,8 3,44 0,26 7,66	1,9 0,08 - - 0,6 3,44 0,005 6,025	- - - - 0,5 3,44 0,2 4,14	- - - - 0,59 3,44 0,09 4,12
Средний недоотпуск электроэнергии, кВт ч: - до начала поиска, Дщд - поиск поврежденного участка, Дщп - локализация, Дщл - включение резерва, Дщв - поиск места повреждения, Дщх - ремонт, Дщр - включение потребителей, Дщвк Средний недоотпуск электроэнергии ВЛ, ДщВЛ	1263,5 119,7 - 53,2 1197 2287,6 172,9 5093,9	1263,5 53,2 - - 399 2287,6 3,32 4003,3	- - - - 332,5 2287,6 133 2753,1	- - - - 399 2287,6 59,85 2746,4

Таблица 5.6. Показатели надежности ВЛ

Линия	Показатели
	Недоотпуск эл. энергии, кВт ч	Время, ч
	ДWл	ДWл?	фл	Т
ВЛ 10 кВ	3648,75	14595	5,62	12,60

Полученные результаты расчетов позволяют провести анализ надежности ВЛ 10 кВ.

Самыми продолжительным этапами процесса восстановления, являются: этапы от момента отказа до начала поиска поврежденного участка и ремонта.

Наличие секционных выключателей (СВ) и выключателей автоматического ввода резерва (АВР) на напряжении 10кВ оказывает существенное влияние на недоотпуск электроэнергии, так как в этом случае отключаются потребители только поврежденного участка, отсутствует этап поиска поврежденного участка.

Технико-экономические показатели электрических сетей. Оценка эффективности капитальных вложений

Расчет технико-экономических показателей отдельных элементов и электрических сетей в целом проводится с целью сравнения возможных вариантов исполнения и выбора экономически целесообразных.

Экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант, является минимум приведенных затрат, руб/год, вычисленных по формуле:

, (6.1)

где Е_н - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений (Е_н=0,12);

К - единовременные капитальные вложения в сооружаемые объекты;

И - ежегодные эксплуатационные издержки.

Данная формула справедлива в тех случаях, когда строительство объекта продолжается не более одного года, а ежегодные издержки неизменны в течение всего рассматриваемого периода эксплуатации.

Если строительство ведется в течение нескольких лет, а ежегодные издержки меняются по годам, затраты должны быть приведены к одному (любому) году. В практике расчетов затраты приводятся обычно к первому году расчетного периода.

Для оценки эффективности капитальных вложений в проводимые мероприятия по развитию сети рекомендуется учитывать срок не менее 5 лет после их осуществления. Для отдельных задач, связанных с решением принципиальных вопросов, необходимо учитывать перспективу на 10 лет.

Все сопоставляемые варианты должны быть взаимозаменяемыми и обеспечивать одинаковый энергетический эффект, т.е. одинаковый полезный отпуск электроэнергии потребителям при заданном режиме потребления (мощности нагрузки).

Сравниваемые варианты электроэнергетических установок по ряду причин могут обладать неодинаковой надежностью. Несоблюдение условия одинаковой надежности или качества в сравниваемых вариантах приводит к нарушению основного требования - равенства производственного и народнохозяйственного эффекта.

При сравнении вариантов с неодинаковой надежностью требуется введение в расчетные формулы элемента, учитывающего возможный экономический народнохозяйственный ущерб от отказов оборудования и установок.

Затраты, обусловленные аварийным (и запланированным) перерывом электроснабжения, можно рассматривать как математическое ожидание дополнительных ежегодных издержек (ущерба), которые несет народное хозяйство помимо основных затрат на сооружение объекта и его нормальную эксплуатацию. Тогда (согласно [Л-4])

, (6.2)

где У - годовой народнохозяйственный ущерб при нормальной эксплуатации.

Экономический ущерб - лишь часть народнохозяйственного ущерба, который может иметь еще социальные и экологические составляющие, не оцениваемые в денежном выражении. Экономический ущерб складывается из ущерба потребителей и ущерба энергоснабжающей организации. Экономический ущерб вызывается простоем и недоиспользованием ресурсов, непроизводительным расходом или уничтожением ресурсов, снижением качества продукции, перерасходом элементов производства и подразделяется на основной и дополнительный, прямой и косвенный.

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание

Амортизационные отчисления предназначаются для капитального ремонта оборудования и сооружений и для полной замены (реноваций) основных фондов после их износа.

Нормы амортизационных отчислений зависят от срока службы оборудования и сооружений, а также периодичности и стоимости капитальных ремонтов. Они установлены в процентах стоимости основных фондов.

Амортизационные отчисления определяются для каждого года по сумме капиталовложений предшествующих лет.

Ежегодные расходы на обслуживание электрических сетей (текущий ремонт, зарплата эксплуатационного персонала, общесетевые расходы) могут приближенно быть оценены пропорционально стоимости основных фондов.

В таблице 8.2. [Л-6] приведены средние нормы затрат на обслуживание элементов электрических сетей, рекомендуемые для технико-экономических расчетов, а также суммарные ежегодные издержки, включая амортизационные отчисления.

, (6.3)

где И_а - ежегодные издержки на амортизацию, руб/год;

И_о - ежегодные издержки на обслуживание, руб/год.

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание определим по таблице 8.2. [Л-6] и результаты расчетов сведем в таблицу 4.1.

Ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии

Методика определения показателей для учета затрат на электроэнергию или потери электроэнергии в элементах электрической системы имеет общие основы, хотя конкретные расчеты отличаются некоторыми особенностями.

Определим издержки на потери электроэнергии в трансформаторах и линиях питающей сети.

Потери в линиях:

, (6.4)

где r₀ - активное сопротивление линии, Ом/км (таблица 7.5. [Л-6]),

r₀=0,249 Ом/км;

S_р - расчетная мощность линии, кВА

U_ном - номинальное напряжение линии, кВ (35 кВ);

L - длина линии, км

Ф_м - продолжительность использования максимума нагрузки, час/год,

ф - продолжительность часов максимума потерь, час/год в зависимости от Ф_м;

При Ф_м=5000 ч, ф=3450 ч;

з_л =1,8 коп/кВт час - удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии в линиях.

При подстановке численных значений, получим т.руб.

Потери в трансформаторах:

, (6.5)

где ДР_к, ДР_х - потери короткого замыкания и холостого хода, кВт

ДР_к=23,5 кВт, ДР_х=4,1 кВт;

Т_в - время включенного состояния трансформатора, час/год,

Т_в=8760 ч.;

з_к, з_х - удельные затраты на возмещение потерь короткого замыкания и холостого хода, 1,8 коп/кВт час.

При подстановке численных значений, получим т.руб.

Определим приведенные затраты и удельную стоимость электроэнергии по формуле:

, коп/кВт час (6.6)

Результаты расчетов сведем в таблицу 6.1.

Таблица 6.1. Технико-экономические показатели питающей сети

Капиталовложения, К, т.р.	Издержки, И, т.р.	Издержки, , т.р.	Издержки, , т.р.	Приведенные затраты, З, т.р.	Стоимость эл.эн., Суд, коп/кВт час
39,8	2,67	3,55	4,25	12,4	0,11

Автоматическое повторное включение на ВЛ 10 кВ. Основные сведения об АПВ

Автоматическое повторное включение (АПВ) выключателей в современных энергосистемах является одним из основных средств повышения надежности работы энергосистем и бесперебойности питания потребителей.

Длительный опыт эксплуатации показал, что значительное количество нарушений изоляции электроустановок вообще и воздушных линий в особенности является неустойчивым и самоустраняется после снятия напряжения. Такие повреждения возникают в результате грозовых перекрытий изоляции, схлестывания проводов при ветре и сбрасывания гололеда, падения деревьев, задевания проводов линий движущимися механизмами.

Если время действия релейной защиты невелико, то электрическая дуга, возникшая в месте нарушения изоляции, не успеет нанести значительные повреждения (перегорание проводов, полное разрушение изолятора) и включенная повторно линия останется в работе, т.е. происходит успешное АПВ. Устойчивые повреждения, такие как обрыв проводов, замыкание проводов оборванным грозозащитным тросом, поломки и падения опор, происходят значительно реже. В этих случаях АПВ является неуспешным, линия снова отключается релейной защитой. Успешность АПВ всех типов и напряжений доходит до 70 - 80 %.

В сетях 6 - 35 кВ время работы релейной защиты значительно больше (несколько секунд), чем в сетях с более высоким напряжением, сечения проводов значительно меньше, широко применяются алюминиевые провода, расстояние между проводами меньше, меньше и механическая прочность опор. Поэтому больше разрушения, вызываемые электрической дугой в месте короткого замыкания, больше возможности для возникновения устойчивых междуфазных коротких замыканий и повреждений в результате механических нарушений (обрывы, поломки), и успешность действий АПВ значительно ниже.

Весьма эффективно АПВ при ошибочных действиях персонала, а также при проходящих нарушениях изоляции оперативных цепей, вызывающих отключение выключателя. Наряду с другой электроавтоматикой АПВ является одним из основных средств, позволившим на подавляющем большинстве подстанций распределительных сетей отказаться от постоянного дежурного персонала и перевести их на обслуживание оперативно-выездной бригадой (ОВБ).

Все достоинства АПВ привели к тому, что в настоящее время Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) и другими директивными материалами применение АПВ признано обязательным на всех воздушных и кабельно-воздушных линиях всех напряжений. Отказ от применения АПВ должен быть в каждом случае обоснован.

Опытом эксплуатации установлены основные обязательные требования к схемам и конструкциям АПВ, регламентированные ПУЭ:

Устройства АПВ не должны действовать при оперативном отключении выключателя вручную, от ключа управления и по телеуправлению, а также при оперативном включении выключателя на короткое замыкание любым способом.

Должна быть исключена возможность многократного включения на устойчивое КЗ, особенно при различных неисправностях, при отказе любого контакта в схеме АПВ.

Схемы устройств АПВ должны обеспечивать ускорение действия устройств РЗ до и после АПВ, иметь автоматический возврат для необслуживаемых подстанций, обеспечивать блокировку АПВ при работе некоторых устройств противоаварийной автоматики и РЗ (частотная нагрузка, защиты трансформаторов от внутренних повреждений), обеспечивать ввод в работу и вывод из работы оперативным персоналом.

Автоматическое повторное включение выключателей 10 кВ

Ужесточение требований бесперебойности питания потребителей вызвало появление и широкое распространение на линиях с односторонним питанием двукратных АПВ [Л-10].

Введение двукратных АПВ на ВЛ 6 - 10 кВ существенно повысило надежность питания потребителей. Разными организациями предполагались различные варианты схем двукратного АПВ, основанные на комбинации мгновенного первого цикла и второго с выдержкой времени. Однако опыт эксплуатации показал малую успешность такой комбинации и большое количество отказов. Вызвано это тем, что за время первого мгновенного цикла такие причины КЗ, как падение деревьев, схлестывание проводов, наезды на линию различных движущихся механизмов не успевают самоустраниться. Кроме того, при мгновенном АПВ детали привода не всегда успевают прийти в требуемое положение из-за сотрясений и вибраций самого привода и конструкции, на которой он установлен, особенно в металлических КРУ и КРУН. Поэтому в настоящее время наибольшее распространение получили схемы двукратных АПВ с выдержкой времени в обоих циклах.

Расчет уставок устройств АПВ

Под выдержкой времени на срабатывание устройства АПВ (t_АПВ) понимается время отпуска устройства АПВ до замыкания цепи включения выключателя.

По условиям бесперебойности питания потребителей и надежности работы энергосистемы это время желательно иметь минимальным. Однако минимально возможное значение t_АПВ ограничивается радом факторов: напряжением сети, временем полного отключения места КЗ от всех источников питания, конструкцией привода и выключателя, типом реле, входящих в схему АПВ, местом установки устройства АПВ (отапливаемое или неотапливаемое помещение) и т.д.

Выдержкой времени на возврат устройства АПВ в исходное положение (t_в,р,АПВ) после его срабатывания называется время готовности к новой работе.

Рассмотрим ряд условий, определяющих минимально возможные времена срабатывания и возврата АПВ.

Для одиночных линий с односторонним питанием:

а) Время срабатывания АПВ должно быть больше времени полного отключения КЗ и времени деионизации среды t_д в месте КЗ после полного его отключения. ПУЭ определяют время деионизации t_д = 0,15 - 0,2 с. однако по опытным данным в сетях напряжением 10 кВ это время составляет не менее 0,2 с при токе КЗ до 15 кА и увеличивается до 0,3 - 0,4 с при токах более 15 кА.

При определении времени отключения КЗ следует считаться с токами подпитки места КЗ от различных двигателей. Продолжительность подпитки от асинхронных двигателей обычно не превышает 0,1 с и практически может не учитываться. Мощные синхронные электродвигатели и компенсаторы могут длительно питать место КЗ (например, двигатели питаемые от тупиковой линии или отпаечной подстанции), и при расчете уставок устройства АПВ их необходимо учитывать.

При питании места КЗ и другой нагрузки двигатели постепенно тормозятся, но процесс снижения напряжения практически трудно поддается расчету и не может быть учтен при определении уставок устройства АПВ.

Для исключения подпитки места КЗ на синхронных электродвигателях следует устанавливать защиту от понижения частоты с минимально возможной выдержкой времени, действующую на отключение. При этом устройство АПВ, устанавливаемое на выключателе линии, питающей подстанцию с синхронным двигателем, должно выполняться с контролем отсутствия напряжения на линии. При расчете выдержки времени устройств АПВ следует учитывать разброс в выдержках времени Дt_р, используемых в схеме реле времени. Под разбросом Дt_р понимается разность между максимальным и минимальным временами работы реле при десяти измерениях на одной и той же уставке по шкале, при температуре окружающей среды +20⁰С и номинальном напряжении на реле.

В большинстве случаев для АПВ используют реле времени серии ЭВ в различных вариантах исполнения. Для этих реле со шкалой до 9 с разброс Дt_р равен 0,25 с, для реле со шкалой до 20 с Дt_р=0,8 с при работе реле в отапливаемом помещении с температурой +15 - +25⁰С (например, на щитах управления, релейных щитах). Устройства АПВ часто устанавливают в неотапливаемых РУ или в отапливаемых КРУН, где отопление включается лишь при температуре воздуха около -20⁰С. Настройка устройств АПВ в таких помещениях обычно производится в теплое время года, поэтому следует считаться с повышенными разбросами Дt_р и изменением настроенной выдержки времени t_АПВ.

При расчете выдержки времени устройства АПВ на срабатывание, определяемой по условиям деионизации t_д, следует учитывать время включения выключателя t_{в, в}: пока выключатель не включился, еще имеются условия для деионизации. Поэтому время t_АПВ может быть уменьшено на t_{в, в}. Время t_{в, в} в условиях эксплуатации согласно ПУЭ может отличаться от заводских гарантий на ± 10%. Время срабатывания устройства АПВ по условию t_АПВ >t_д должно определяться по выражению, с [Л-10]: