Переход распределительных сетей 6–20 кВ к цифровым активно-адаптивным сетям с распределенной системой автоматизации

Page 1
background image

Page 2
background image

14

Ежеквартальный

 

спецвыпуск

 

 1(8), 

май

 2018

Переход

 

распределительных

сетей

 6–20 

кВ

 

к

 

цифровым

 

активно

-

адаптивным

 

сетям

 

с

 

распределенной

 

системой

 

автоматизации

Максим

 

МОИСЕЕВ

,

заместитель

 

гене

-

рального

 

директора

 – 

руководитель

 

электро

-

сетевых

 

проектов

 

ООО

«

Транс

 

ЭнергоСнаб

»

Статья

 

посвящена

 

описанию

 

реализации

 

и

 

краткому

 

анали

-

зу

 

первых

 

результатов

 

пилотного

 

проекта

 

автоматизации

 

распределительных

 

сетей

 

среднего

 

класса

 

напряжения

 

воз

-

душного

 

исполнения

 

в

 

Калининградской

 

области

В

 

настоя

-

щее

 

время

 

в

 

электросетевом

 

комплексе

 

активно

 

внедряют

-

ся

 

решения

 

по

 

повышению

 

надежности

 

энергоснабжения

 

потребителей

основанные

 

на

 

применении

 

пунктов

 

авто

-

матического

 

секционирования

создании

 

кольцевых

 

схем

дистанционного

 

управления

 

коммутационными

 

аппарата

-

ми

Данная

 

статья

 

дает

 

возможность

 

читателю

 

кратко

 

озна

-

комиться

 

с

 

конкретным

 

проектом

оценить

 

эффективность

 

внедрения

 

мероприятий

а

 

также

 

познакомиться

 

с

 

методи

-

ческими

 

основами

 

оценки

 

надежности

 

энергоснабжения

.

Цифровые

 

сети

В

оздушные

 

распределительные

 

сети

 6–20 

кВ

 

явля

-

ются

 

наиболее

 

распространенными

 

по

 

количеству

 

и

 

протяженности

 

в

 

электрических

 

сетях

 

Российской

 

Федерации

 

и

 

занимают

 

значительную

 

долю

 

от

 

объ

-

емов

 

обслуживания

 

для

 

электросетевых

 

компаний

.

Для

 

данных

 

сетей

 

различных

 

регионов

 

страны

 

характер

-

ны

 

следующие

 

типовые

 

проблемы

:

 

существенная

 

величина

 

недоотпуска

 

электрической

 

энергии

 

при

 

аварийных

 

и

 

плановых

 

отключениях

;

 

существенное

 

количество

 

времени

 

на

 

локализацию

поиск

 

и

 

устранение

 

повреждения

;

 

относительно

 

низкая

 

надежность

 

электроснабжения

 

потребителей

;

 

значительное

 

количество

 

нарушений

 

электроснабжения

 

из

-

за

 

повреждений

 

на

 

абонентских

 

участках

 

сети

;

 

низкий

 

уровень

 

наблюдаемости

 

и

 

управляемости

.

Существующие

 

сети

 

в

 

основном

 

оснащены

 

нетелемеха

-

низированными

 

аппаратами

 

с

 

ручным

 

местным

 

управлени

-

ем

 (

разъединители

выключатели

 

нагрузки

).

При

 

локализации

 

аварийных

 

событий

 

в

 

такой

 

сети

 

на

-

блюдается

 

следующая

 

ситуация

:

 

на

 

время

 

отключения

 

все

 

потребители

 

фидера

 

теряют

 

электроснабжение

 (

за

 

исключением

 

потребителей

осна

-

щенных

 

резервными

 

источниками

 

электроснабжения

доля

 

которых

 

обычно

 

не

 

превышает

 5%);

 

все

 

операции

 

по

 

выделению

 

поврежденного

 

участка

 

и

 

подаче

 

питания

 

от

 

резервного

 

источника

 

производятся

 

вручную

 

с

 

перемещением

 

вдоль

 

воздушной

 

линии

 

на

 

существенные

 

расстояния

;

 

в

 

локализации

 

и

 

поиске

 

места

 

повреждения

 

задействует

-

ся

 

большое

 

количество

 

персонала

 

и

 

техники

;

 

необходима

 

постоянная

 

связь

 

с

 

диспетчерским

 

пунктом

.

Одним

 

из

 

способов

 

повышения

 

надежности

 

электро

-

снабжения

 

в

 

воздушных

 

распределительных

 

сетях

 6–20 

кВ

 

является

 

секционирование

 

линии

 

дистанционно

 

управля

-

емыми

 

коммутационными

 

аппаратами

Эффективно

 

ис

-

пользовать

 

возможности

 

секционирования

 

позволяет

 

пункт

 

автоматического

 

секционирования

 

и

 

автоматического

 

ввода

 


Page 3
background image

15

резерва

  (

АВР

воздушных

 

и

 

воздушно

-

кабельных

 

линий

 — 

реклоузер

.

Коммутационные

 

аппараты

 

данного

 

класса

 

позволя

-

ют

 

создавать

 

автоматизированные

 

системы

 

управления

 

ремонтными

 

и

 

аварийными

 

режимами

 

работы

 

распреде

-

лительных

 

сетей

что

 

в

 

свою

 

очередь

 

позволяет

 

повысить

 

надежность

 

электроснабжения

 

потребителей

сократить

 

за

-

траты

 

на

 

обслуживание

 

линий

автоматизировать

 

процессы

 

поиска

 

поврежденного

 

участка

 

и

 

дистанционно

 

управлять

 

сетевыми

 

переключениями

Кроме

 

того

функция

 

многократ

-

ного

 

автоматического

 

повторного

 

включения

 (

АПВ

позволя

-

ет

 

в

 

разы

 

снизить

 

количество

 

отключений

 

при

 

неустановив

-

шихся

 

повреждениях

 

на

 

воздушных

 

линиях

.

При

 

повреждении

 

на

 

любом

 

из

 

участков

 

схемы

 

отключа

-

ется

 

ближайший

 

к

 

месту

 

повреждения

 

аппарат

 

на

 

линии

 

или

/

и

 

головной

 

выключатель

тем

 

самым

 

выделяя

 

поврежденный

 

участок

 

и

 

восстанавливая

 

электроснабжение

 

на

 

неповреж

-

денных

 

участках

 

путем

 

автоматической

 

подачи

 

питания

 

от

 

резервного

 

источника

 (

другая

 

секция

 

того

 

же

 

центра

 

питания

 

или

 

другой

 

центр

 

питания

 110 

кВ

). 

Благодаря

 

интеграции

 

ком

-

мутационных

 

аппаратов

 

в

 

систему

 

диспетчерского

 

управле

-

ния

персонал

 

на

 

уровне

 

района

 

электрической

 

сети

  (

РЭС

или

 

диспетчерского

 

центра

 

предприятия

 

электрических

 

сетей

 

(

ПЭС

идентифицирует

 

поврежденный

 

участок

 

и

 

адресно

 

направляет

 

туда

 

оперативную

 

бригаду

Таким

 

образом

при

-

менение

 

реклоузеров

 

совместно

 

со

 SCADA-

системами

 

позво

-

ляет

 

существенно

 

увеличить

 

степень

 

управляемости

 

сети

 (

ее

 

ремонтными

аварийными

 

и

 

послеаварийными

 

процессами

), 

иметь

 

актуальную

 

информацию

 

о

 

состоянии

 

коммутационных

 

аппаратов

 

в

 

сети

 

и

 

их

 

работе

.

По

 

результатам

 

успешной

 

опытной

 

эксплуатации

 

первого

 

реклоузера

 

на

 

ВЛ

 15 

кВ

 15-09 

Мамоновского

 

РЭС

 

в

 2007–2009 

годах

 

для

 

решения

 

вышеуказанных

 

актуаль

-

ных

 

проблем

 

в

 

АО

 «

Янтарьэнерго

» 

в

 2010 

году

 

была

 

раз

-

работана

 

Программа

 

автоматизации

 

распределительных

 

электрических

 

сетей

 6–15 

кВ

.

В

 

рамках

 

данной

 

программы

 

устанавливались

 

еди

-

ничные

 

аппараты

 

для

 

решения

 

локальных

 

проблем

 

РЭС

 

на

 

конкретных

 

участках

 

фидеров

 

с

 

организацией

 

дистан

-

ционного

 

управления

 

в

 SCADA-

системе

 

первоначальной

 

версии

.

После

 

получения

 

АО

 «

Янтарьэнерго

» 

первых

 

успешных

 

результатов

 

было

 

принято

 

решение

 

о

 

реализации

 

пилотного

 

проекта

который

 

впоследствии

 

трансформировался

 

в

 

про

-

ект

 «

Цифровой

 

РЭС

».

Первым

 

шагом

 

был

 

выбор

 

пилотной

 

зоны

Были

 

рассмо

-

трены

 

все

 

возможные

 

варианты

Мамоновский

 

и

 

Багратио

-

новский

 

РЭС

 

имели

 

существенные

 

преимущества

 

по

 

срав

-

нению

 

с

 

остальными

 

районами

:

 

географически

 

смежные

 

и

 

самые

 

технологически

 

гото

-

вые

 

в

 

части

 

внедрения

 

систем

 

распределенной

 

автома

-

тизации

;

 

персонал

 

максимально

 

технически

организационно

 

и

 

психологически

 

готов

 

к

 

реализации

 

проекта

;

 

имеется

 

опыт

 

установки

 

реклоузеров

 

собственным

 

персоналом

 (

до

 

реализации

 

данного

 

проекта

 

все

 

рекло

-

узеры

 

в

 

АО

 «

Янтарьэнерго

» 

устанавливались

 

собствен

-

ными

 

персоналом

).

Пилотная

 

зона

как

 

показано

 

на

 

рисунке

 1, 

с

 

севера

 

огра

-

ничена

 

территорией

 

города

 

Калининграда

с

 

юга

 — 

Поль

-

Рис

. 1. 

Пилотная

 

зона

 Smart Grid 

АО

 «

Янтарьэнерго

»: 

Мамоновский

 

и

 

Багратионовский

 

РЭС


Page 4
background image

16

Ежеквартальный

 

спецвыпуск

 

 1(8), 

май

 2018

шей

с

 

запада

 — 

Вислинским

 

заливом

На

 

территории

 

об

-

служивания

 

данных

 

РЭС

 

присутствует

 

максимальный

 

набор

 

метеорологических

 

условий

от

 

континентальных

 

до

 

при

-

морских

 

районов

Так

 

Мамоновский

 

РЭС

  «

встречает

» 

все

 

шторма

 

и

 

ураганы

 

при

 

западных

 

ветрах

 

с

 

Балтийского

 

моря

.

Целью

 

пилотного

 

проекта

 

являлась

 

отработка

 

на

 

приме

-

ре

 

выделенного

 

участка

 

сети

 

базовых

 

технологий

 Smart Grid 

(

примечание

в

 

данной

 

статье

 

идет

 

речь

 

только

 

о

 

системе

 

распределенной

 

автоматизации

для

 

распределительных

 

сетевых

 

компаний

направленных

 

на

 

достижение

 

целевых

 

показателей

 

функционирования

 

распределительного

 

сете

-

вого

 

комплекса

 

для

 

последующего

 

тиражирования

 

положи

-

тельного

 

эффекта

а

 

также

 

создания

 

инициатив

 

для

 

коррек

-

тировки

 

действующих

 

технических

 

регламентов

.

Задачи

 

проекта

:

 

радикальное

 

улучшение

 

показателей

 

надежности

 (

повы

-

шение

 

надежности

 

электроснабжения

 

потребителей

 

за

 

счет

 

снижения

 

средней

 

частоты

 

появлений

 

повреждений

 

в

 

системе

 SAIFI 

и

 

среднего

 

времени

 

продолжительности

 

повреждения

 

системы

 SAIDI);

 

повышение

 

наблюдаемости

 

и

 

управляемости

 

распре

-

делительных

 

сетей

 

за

 

счет

 

внедрения

 

дистанционной

 

управляемых

 

и

 

наблюдаемых

 

коммутационных

 

аппара

-

тов

 

как

 

на

 

центрах

 

питания

так

 

и

 

непосредственно

 

на

 

воздушных

 

линиях

;

 

снижение

 

эксплуатационных

 

затрат

 

и

 

повышение

 

про

-

изводительности

 

труда

 

эксплуатационного

 

персонала

 

(

в

 

том

 

числе

 

исключение

 

из

 

схем

 

распределительных

 

сетей

 

оборудования

имеющего

 

относительно

 

низкую

 

надежность

 

и

 

высокую

 

трудоемкость

 

обслуживания

);

 

повышение

 

качества

 

принятия

 

управленческих

 

решений

 

(

в

 

том

 

числе

 

оптимизация

 

функций

 

оперативно

-

техноло

-

гического

 

управления

 

на

 

уровне

 

РЭС

);

 

кратное

 

снижение

 

недоотпуска

 

электрической

 

энергии

;

 

подготовка

 

аналитического

 

материала

 

для

 

формирова

-

ния

 

предложений

 

по

 

корректировке

 

действующих

 

экс

-

плуатационных

 

и

 

ремонтных

 

регламентов

.

Объектом

 

анализа

 

достижения

 

целевых

 

показателей

 

яв

-

лялась

 

распределительная

 

сеть

 15 

кВ

 

Мамоновского

 

и

 

Ба

-

гратионовского

 

РЭС

 

с

 

характеристиками

 (

на

 

начало

 

реали

-

зации

 

проекта

), 

представленными

 

в

 

таблице

 1.

Чтобы

 

проверить

 

насколько

 

пилотный

 

проект

 

повысит

 

надежность

 

электроснабжения

был

 

выполнен

 

расчет

 

пока

-

зателей

 

надежности

 

распределительной

 

сети

 15 

кВ

.

Согласно

 

техническому

 

предложению

 

по

 

реализации

 

схемных

 

решений

расчетными

 

целевыми

 

показателями

 

проекта

 

определены

:

 

снижение

 SAIFI 

на

 73,4%; 

 

снижение

 SAIDI 

на

 58,8%.

Расчет

 

показателей

 

надежности

 

распределительной

 

сети

 

до

 

модернизации

 

производился

 

на

 

основании

 

данных

 

по

 

аварийным

 

отключениям

 

и

 

регламентным

 

работам

 

по

 

техническому

 

обслуживанию

 

и

 

ремонту

 (

ТОиР

Багратионов

-

ского

 

и

 

Мамоновского

 

РЭС

К

 

анализу

 

принимались

 

события

 

длительностью

 

более

 5 

минут

Расчет

 

показателей

 

надеж

-

ности

 

производился

 

отдельно

 

для

 

аварийных

 

и

 

плановых

 

отключений

.

Получены

 

следующие

 

данные

 

по

 

повреждаемости

 

сети

 

по

 

состоянию

 

за

 2013 

год

:

 

удельная

 

повреждаемость

 (

после

 

первого

 

АПВ

) — 0,17 

аварий

/

км

/

год

.

 

средняя

 

длительность

 

устранения

 

аварии

 — 4 

ч

.

Характеристики

 

типового

 

фидера

 15 

кВ

 (

средние

 

по

 

двум

 

РЭС

): 

 

длина

 — 15,5 

км

;

 

количество

 

ТП

 15/0,4 

кВ

 

всего

 — 12 

шт

.;

 

количество

 

ТП

 15/0,4 

кВ

 

АО

 «

Янтарьэнерго

» — 8,3 

шт

.;

 

количество

 

РП

 15 

кВ

 — 0,3 

шт

.

Схема

 

типового

 

фидера

 

до

 

модернизации

 

показана

 

на

 

рисунке

 2.

Показатели

 

надежности

 

для

 

типового

 

фидера

 

до

 

модер

-

низации

 

приведены

 

в

 

таблице

 2.

Табл

. 1. 

Характеристика

 

объекта

 

автоматизации

Показатель

Количество

Количество

 

питающих

 

подстанций

 110–330 

кВ

шт

.

Количество

 

РП

 15 

кВ

12 

шт

.

Количество

 

фидеров

39 

шт

.

Общая

 

длина

 

воздушных

 

линий

606 

км

Общая

 

длина

 

кабельных

 

линий

35 

км

Количество

 

ТП

 15/0,4 

кВ

459 

шт

.

Количество

 

линейных

 

разъединителей

54 

шт

.

Количество

 

отпаечных

 

разъединителей

74 

шт

.

Табл

. 2. 

Показатели

 

надежности

распределительной

 

сети

 

до

 

модернизации

Показатель

Аварийные

Плановые

Общие

SAIFI, 

откл

./

год

1,99

9,31

11,3

SAIDI, 

ч

/

год

9,86

19,65

29,51

Рис

. 2. 

Схема

 

типового

 

фидера

 

до

 

модернизации

Цифровые

 

сети


Page 5
background image

17

Расчет

 

показателей

 

надежности

 

распределительной

 

сети

 

после

 

модернизации

 

выполнялся

 

по

 

формулам

 (1–13) 

согласно

 

нижеприведенной

 

методике

.

Шаг

 1: 

Предварительный

 

расчет

 

исходных

 

данных

Определение

 

количества

 

и

 

длительности

 

отключений

Операция

 

выполняется

 

для

 

каждого

 

из

 

фидеров

Дан

-

ные

 

получаются

 

из

 

оперативного

 

журнала

отдельные

  (

не

-

обходимые

уточнения

 — 

со

 

слов

 

оперативного

 

персонала

.

Собранные

 

данные

 

по

 

количеству

 

отключений

 

за

 

не

-

сколько

 

лет

 

необходимо

 

усреднить

 

для

 

каждого

 

из

 

фиде

-

ров

 

по

 

формуле

:

 

n

средн

 = (

n

1

 + 

n

2

 + 

n

i

 + ... + 

n

N

) / 

N

, (1)

где

 

n

i

 — 

количество

 

отключений

 

за

 

рассматриваемый

 

год

N

 — 

количество

 

лет

за

 

которые

 

имеются

 

исходные

 

данные

 

(

желательно

 

не

 

менее

 5 

лет

).

 

t

средн

 = (

t

1

 + 

t

2

 + 

t

i

 + ... + 

t

N

) / 

N

, (2)

где

 

t

i

 — 

среднее

 

время

 

перерыва

 

электроснабжения

 

на

 

одно

 

отключение

 

за

 

рассматриваемый

 

год

N

 — 

количество

 

лет

за

 

которые

 

имеются

 

исходные

 

данные

 (

желательно

 

не

 

ме

-

нее

 5 

лет

).

Использование

 

ручного

 

повторного

включения

 (

РПВ

фидера

Считаем

что

 

оперативно

-

выездная

 

бригада

  (

ОВБ

или

 

постоянный

 

персонал

 

подстанции

 

всегда

 

выполняет

 

РПВ

 

фидера

 

после

 

аварийного

 

отключения

 

перед

 

выездом

 

на

 

линию

.

Использование

 

автоматического

 

повторного

 

включения

 (

АПВ

фидера

Данные

 

об

 

успешности

 

использовании

 

АПВ

 

на

 

головном

 

выключателе

 

необходимы

чтобы

 

определить

 

реальную

 

по

-

вреждаемость

 

фидера

 

ввиду

 

достаточно

 

высокой

 

эффектив

-

ности

 

АПВ

 

при

 

устранении

 

неустойчивых

 

повреждений

 

на

 

ВЛ

.

Данные

 

об

 

использовании

 

АПВ

 

фидера

 

обычно

 

находят

-

ся

 

в

 

следующих

 

документах

:

•  

карта

 

уставок

 

подстанции

;

•  

оперативный

 

журнал

;

•  

журнал

 

аварийных

 

отключений

.

Дополнительно

 

следует

 

убедиться

что

 

на

 

фидере

где

 

АПВ

 

есть

оно

 

не

 

выведено

 

из

 

работы

В

 

случае

если

 

под

-

тверждений

 

работы

 

АПВ

 

на

 

выключателе

 

нет

то

 

считаем

что

 

АПВ

 

отсутствует

 

или

 

выведено

 

из

 

работы

.

Шаг

 2: 

Расчет

 

среднего

 

коэффициента

 

загрузки

Расчет

 

коэффициента

 

загрузки

 

производится

 

для

 

каждо

-

го

 

из

 

радиальных

 

фидеров

которые

 

объединяются

 

в

 

кольцо

.

В

 

качестве

 

исходной

 

информации

 

используются

 

данные

 

о

 

максимальном

 

токе

 

нагрузки

 

за

 

отчетный

 

период

:

 

 

результаты

 

замеров

 

летнего

 

и

 

зимнего

 

макси

 

мума

;

 

 

результата

 

замера

 

нагрузки

 

каждый

 

месяц

;

 

режим

 

питания

 

фидера

при

 

котором

 

получены

 

резуль

-

таты

 

замеров

до

 

точки

 

нормального

 

разрыва

 

сети

 

или

 

с

 

учетом

 

смежных

 

фидеров

.

Формула

 

для

 

расчета

 

коэффициента

 

загрузки

:

 

k

з

 = 

I

НАГР

 / 

I

НОМ

,  

(3)

где

 

I

НАГР

 — 

максимальный

 

ток

 

нагрузки

 

по

 

первичным

 

до

-

кументам

I

НОМ

 — 

сумма

 

номинальных

 

токов

 

трансфор

-

маторных

 

подстанций

 

фидера

.

Номинальный

 

ток

 

рассчитывается

 

по

 

формуле

:

 

I

НОМ

 = 

S

НОМ

/(

U

НОМ

 ), 

где

 

S

НОМ

 — 

номинальная

 

мощность

 

трансформатора

U

НОМ

 — 

номинальное

 

напряжение

.

Шаг

 3: 

Определение

 

реального

 

количества

 

отключений

 

линии

Перед

 

вводом

 

средней

 

плотности

 

аварий

 

требует

 

ся

 

вы

-

полнить

 

корректировку

 

количества

 

отключений

Корректировка

 

выполняется

исходя

 

из

 

следующих

 

усло

-

вий

:

 

 

успешные

 

включения

 

фидера

 

от

 

АПВ

 

не

 

фиксируются

;

 

 

первые

 

успешные

 

РПВ

 

не

 

фиксируются

.

Корректировка

 

выполняется

 

для

 

каждого

 

фидера

 

от

-

дельно

 

по

 

формуле

:

 

n

КОРР

 = 

n

средн

 

/ (1 – 

k

АПВ

1

), (4)

где

 

n

средн

 — 

количество

 

отключений

 

линии

 

по

 

исходным

 

данным

  (

усредненное

 

за

 

несколько

 

лет

), 

шт

./

год

n

КОРР

 — 

скорректированное

 

количество

 

отключений

 

линии

шт

./

год

;

k

АПВ

1

 — 

вероятность

 

устранения

 

повреждений

 

действи

-

ем

 

однократного

 

АПВ

 

или

 

первого

 

РПВ

о

.

е

Принимаем

 

вероятность

 

успешной

 

работы

 

АПВ

или

 

первого

 

РПВ

k

АПВ

1

 = 0,6, 

то

 

есть

 60%.

Шаг

 4: 

Расчет

 

средней

 

плотности

 

аварий

Средняя

 

плотность

 

аварий

 

для

 

целого

 

фидера

 

рассчи

-

тывается

 

по

 

формуле

:

 

w

0

 = 

n

КОРР

 

L

, (5)

где

 

w

0

 — 

повреждаемость

откл

./

км

/

год

n

КОРР

 — 

скорректиро

-

ванное

 

количество

 

аварийных

 

отключений

 

фидера

шт

./

год

L

 — 

протяженность

 

фидера

 

со

 

всеми

 

отпайками

км

Опре

-

деляется

 

по

 

однолинейной

 

схеме

 

или

 

с

 

использованием

 

гео

-

информационных

 

систем

.

Шаг

 5: 

Расчет

 

индексов

 SAIFI, SAIDI 

исходной

 

сети

Для

 

расчета

 SAIFI, SAIDI 

кольцевого

 

фидера

 

исполь

-

зуются

 

данные

 

о

 SAIFI, SAIDI 

радиальных

 

фидеров

кото

-

рые

 

предполагается

 

объединить

 

в

 

кольцо

.

Расчет

 

показателя

 SAIFI 

выполнятся

 

по

 

формуле

:

 SAIFI

объед

 = (SAIFI

 

N

1

 + SAIFI

 

N

2

) / (

N

1

 + 

N

2

 ), 

(6)


Page 6
background image

18

Ежеквартальный

 

спецвыпуск

 

 1(8), 

май

 2018

где

 SAIFI

1

, SAIFI

2

 — 

индексы

 SAIFI 

первого

 

и

 

второго

 

фиде

-

ров

N

1

N

2

 — 

количество

 

потребителей

которые

 

подключе

-

ны

 

к

 

первому

 

и

 

второму

 

фидеру

.

Расчет

 

показателя

 SAIDI 

выполнятся

 

по

 

формуле

:

 

SAIDI

объед

 = (SAIDI

 

N

1

 + SAIDI

 

N

2

) / (

N

1

 + 

N

2

), (7)

где

 SAIDI

1

, SAIDI

2

 — 

индексы

 SAIDI 

первого

 

и

 

второго

 

фиде

-

ров

N

1

N

2

 — 

количество

 

потребителей

которые

 

подключе

-

ны

 

к

 

первому

 

и

 

второму

 

фидеру

.

Шаг

 6: 

Расчет

 

повреждаемости

 

объединенного

 

фидера

Повреждаемость

 

объединенного

 

фидера

 

рассчитывает

-

ся

 

по

 

формуле

 

w

объед

 = (

w

КОРР

 

L

1

 + 

w

КОРР

 

L

2

) / (

L

1

 + 

L

2

), (8)

где

 

w

КОРР

1

w

КОРР

2

 — 

скорректированные

 

удельные

 

повреж

-

даемости

 

фидеров

L

1

L

2

 — 

протяженность

  (

магистраль

 + 

отпайки

фидеров

 1 

и

 2.

Шаг

 7: 

Расчет

 

времени

 

восстановления

 

электроснабжения

 

объединенного

 

фидера

Для

 

дальнейших

 

расчетов

 

требуется

 

ввести

 

параметр

 

«

среднее

 

время

 

ликвидации

 

аварии

», 

которое

 

рассчитыва

-

ется

 

по

 

формуле

:

 

t

объед

 = (SAIDI

объед

 

/ SAIFI

объед

 

k

, (9)

где

 SAIDI

объед

 

и

 SAIFI

объед

 

рассчитаны

 

на

 

шаге

 5; 

k

 — 

коэффи

-

циент

учитывающий

 

сокращение

 

времени

 

восстановления

 

электроснабжения

 

за

 

счет

 

локализации

 

места

 

аварии

 

при

 

автоматическом

 

секционировании

 

ВЛ

рекомендуется

 

при

-

нимать

 0,6.

Шаг

 8: 

Определение

 

требуемого

 

количества

 

аппаратов

 

для

 

секционирования

При

 

определении

 

требуемого

 

количества

 

аппаратов

 

для

 

реконструкции

 

сети

 

принимаем

что

 

на

 

выключателях

 

в

 

цен

-

трах

 

питания

 

введено

 

двукратное

 

АПВ

.

Последовательность

 

действий

:

1. 

Задать

 

значение

 

показателя

 SAIFI, 

которое

 

требуется

 

обеспечить

 

в

 

сети

 

после

 

реконструкции

.

2. 

Рассчитать

 

значение

 

показателя

 SAIFI

0

  (

для

 

исходной

 

сети

), 

используя

 

схемы

 

существующих

 

радиальных

 

фидеров

При

 

расчете

 

показателя

 SAIFI

0

 

необходимо

 

задать

 

двукратное

 

АПВ

 

на

 

выключателях

 

в

 

центре

 

пита

-

ния

3. 

Рассчитать

 

индекс

 RNRE 

по

 

формуле

:

 

RNRE = 1 – SAIFI / SAIFI

0

, (10)

где

 SAIFI

0

 — 

показатель

 

исходной

 

сети

; SAIFI — 

пока

-

затель

 

модернизированной

 

сети

который

 

необходимо

 

обеспечить

 

реконструкцией

.

4. 

По

 

таблице

 3 

и

 

рассчитанному

 

индексу

 RNRE, 

опреде

-

лить

 

количество

 

реклоузеров

которое

 

рекомендуется

 

к

 

установке

.

Если

 

индекс

 RNRE 

получился

 

равным

 0,33 

или

 

менее

то

 

установка

 

реклоузеров

 

на

 

данном

 

фидере

 

не

 

требуется

.

Шаг

 9: 

Критерий

 

для

 

выбора

 

мест

 

установки

Минимальное

 

значение

 

показателя

 SAIFI 

достигается

 

при

 

равномерном

 

распределении

 

секционирующих

 

аппа

-

ратов

 

по

 

трассе

 

линии

Это

 

означает

что

 

при

 

выборе

 

мест

 

установки

 

необходимо

 

стремиться

 

к

 

тому

чтобы

 

выполня

-

лось

 

примерное

 

равенство

:

 

N

 

L

 

const

, (11)

где

 

N

i

 — 

количество

 

потребителей

подключенных

 

к

 

участ

-

ку

 

i

L

i

 — 

суммарная

 

протяженность

 

линии

 

с

 

отпайками

 

на

 

участке

 

i

.

Последовательность

 

расчета

:

1. 

Выполнить

 

расчет

 

N

0

 

 

L

0

 

для

 

исходной

 

схемы

где

 

N

0

 — 

количество

 

потребителей

 

в

 

исходной

 

схеме

L

0

 — 

про

-

тяженность

 

линий

 

с

 

отпайками

.

2. 

Определить

 

количество

 

участков

которые

 

получаются

 

в

 

результате

 

установки

 

реклоузеров

:

 

i

 = 

R

 + 1, 

(12)

где

 

R

 — 

количество

 

реклоузеров

посчитанное

 

на

 

шаге

 8.

3. 

Рассчитать

 

рекомендуемое

 

значение

 

N

 

L

i

 

для

 

фиде

-

ров

которые

 

предполагается

 

объединить

 

в

 

кольцо

:

 

N

 

L

i

 = 

N

0

 

L

0

 / (

R

 + 1)

2

.  

(13)

ARIE — Average Reconstruction Investment Ef

 ciency 

(

средняя

 

эффективность

 

инвестиций

 

на

 

реконструкцию

характеризует

сколько

 

требуется

 

вложить

 

инвестиций

 

в

 

ре

-

конструкцию

 

для

 

увеличения

 RNRE 

на

 1%. 

ARIE = INV / RNRE,

где

 INV — 

требуемые

 

инвестиции

 

на

 

реконструкцию

,

тыс

руб

без

 

НДС

.

При

 

этом

 

итоговое

 

место

 

установки

 

конкретного

 

аппара

-

та

 

уточняется

  «

по

 

месту

» 

с

 

учетом

 

целого

 

ряда

 

факторов

наиболее

 

значимые

 

из

 

которых

 

следующие

:

 

географическое

 

расположение

 

и

 

особенности

 

местности

;

 

подъездные

 

пути

;

 

устойчивость

 

сигнала

 

оператора

 

сотовой

 

связи

;

 

значимость

 

потребителей

 

на

 

разделяемых

 

участках

 

сети

;

Табл

. 3. 

Значения

 

индекса

 RNRE

для

 

кольцевых

 

и

 

радиальных

 

фидеров

Тип

 

сети

Количество

 

реклоузеров

2

3

4

5

6

Кольцевой

 

фидер

0,33

0,50

0,60

0,67

0,71

Цифровые

 

сети


Page 7
background image

19

 

наличие

 

абонентских

 

сетей

в

 

том

 

числе

 

абонентских

 

участков

 

в

 

магистралях

 

автоматизируемых

 

ВЛ

;

 

перспектива

 

развития

 

сети

 

и

 

планы

 

по

 

технологиче

-

скому

 

присоединению

;

 

наличие

 

кабельных

 

участков

 

в

 

линии

.

В

 

рамках

 

пилотного

 

проекта

 

в

 

Мамоновском

 

и

 

Багра

-

тионовском

 

РЭС

 

АО

  «

Янтарьэнерго

» 

были

 

выполнены

 

следующие

 

мероприятия

.

1. 

Выполнен

 

ретрофит

 

ячеек

 

ВЛ

 15 

кВ

 

на

 

ПС

 110 

кВ

произведена

 

замена

 31 

масляного

 

выключателя

 

на

 

вакуумные

которые

 

не

 

требуют

 

обслуживания

 

в

 

течение

 25 

лет

в

 

качестве

 

измерительных

 

пре

-

образователей

 

применены

 

комбинированные

 

дат

-

чики

 

тока

 

и

 

напряжения

применены

 

контроллеры

 

присоединения

совмещающие

 

в

 

себе

 

функции

 

блока

 

управления

 

выключателем

 

и

 

терминала

 

РЗА

 (

данное

 

оборудование

 

позволяет

 

обеспечить

 

двукратное

 

автоматическое

 

повторное

 

включение

 

и

 

дистанционное

 

управление

) (

рисунок

 3).

2. 

Установлены

 42 

интеллектуальных

 

коммутацион

-

ных

 

аппарата

 

на

 

ВЛ

 15 

кВ

которые

 

в

 

случае

 

аварии

 

выделяют

 

поврежденный

 

участок

 

и

 

обеспечивают

 

автоматическую

 

подачу

 

резервного

 

питания

 

на

 

неповрежденные

 

участки

 

сети

В

 

рамках

 

проекта

 

был

 

разработан

 

одноопорный

 

комплект

 

установки

 

реклоузера

в

 

том

 

числе

 

на

 

существующую

 

проме

-

жуточную

 

железобетонную

 

опору

 

ВЛ

 (

после

 

прове

-

дения

 

инструментального

 

обследования

 

и

 

получе

-

ния

 

соответствующего

 

заключения

) (

рисунок

 4).

3. 

Установлены

 SCADA-

системы

 

уровня

 

РЭС

кото

-

рые

 

позволяют

 

дистанционно

 

управлять

 

коммута

-

ционными

 

аппаратами

 

в

 

сети

получать

 

информа

-

цию

 

об

 

аварийных

 

отключениях

 

круглосуточно

Данные

 

системы

 

в

 

ходе

 

проекта

 

были

 

доработаны

 

и

 

оптимизи

-

рованы

 

непосредственно

 

под

 

нужды

 

персонала

 

района

 

электрической

 

сети

 (

рисунок

 5).

4. 

Из

 

схемы

 

сети

 15 

кВ

 

исключены

 12 «

сельских

» 

РП

 15 

кВ

 

с

 

устаревшим

 

оборудованием

не

 

оснащенных

 

системами

 

телемеханики

 

и

 

оперативного

 

тока

на

 

которые

 

ранее

 

при

 

технологических

 

нарушениях

 

требовался

 

выезд

 

персонала

 

для

 

переключений

 

вручную

.

Показатели

 

надежности

 

распределительной

 

сети

 

после

 

мо

-

дернизации

 

приведены

 

в

 

таблице

 4.

Рис

. 3. 

Пример

 

ретрофита

 

ячей

-

ки

 

КРУ

 

типа

 CSIM

Рис

. 4. 

Примеры