Выбор

Выбор мест установки реклоузеров 

Выбор мест установки реклоузеров осуществляется по критерию минимального значения показателя SAIFI. 

Минимальное значение SAIFI достигается при равенстве произведения количества потребителей (N) на протяжённость фидера (L) со всеми отпайками на каждом из участков сети. 

где  

  – количество потребителей, подключённых к участку i;  

– суммарная протяжённость фидера с отпайками на участке i. 

После применения данного критерия места установки реклоузеров должны быть скорректированы: 

- по условиям близости к дорогам; 

- по условию отсутствия связи;

- по условиям неравномерности распределения потребителей по фидеру; 

- по иным причинам невозможности установки реклоузера в конкретном месте.

 

Методика сравнения и выбора наиболее эффективного технического решения по повышению надежности 

 

При выборе и сравнении различных вариантов повышения надежности распределительной сети рассчитываются следующие основные показатели надежности и эффективности реконструкции. 

Показатели надежности

а) SAIFI – среднее количество отключений потребителей в год.  

где 

 – количество отключений потребителей i-го участка фидера, определяемое по выражению (2), откл./год; 

 – количество потребителей i-го участка фидера, шт.; 

 – количество участков фидера, шт.

 

где 

– удельная частота повреждений на 100 км линии , определяемая по выражению (3), откл./год;  

– коэффициент, учитывающий наличие многократных АПВ на устранение неустойчивых повреждений в сети. При отсутствии АПВ принимается равным 0. При наличии однократного АПВ – 0,6. При наличии двукратного АПВ – 0,8. 

– суммарная длина участков фидера, при повреждении на которых происходит отключение потребителей i-го участка, км. 

 

где 

– количество отключений фидера в год, откл./год;  

 – длина линии, км. 

 

б) SAIDI – средняя длительность отключений потребителей в год.  

,

где  – время перерыва электроснабжения потребителей i-го участка фидера, определяемое по выражению (5), ч/год.

 

где 

T – среднее время восстановления одного устойчивого повреждения, определяемое по выражению (6), ч;    

– коэффициент, учитывающий влияние сокращения зоны поиска поврежденного участка за счет секционирования на общее время восстановления электроснабжения. При наличии автоматических пунктов секционирования принимается равным 0,6. 

 

 

где 

– общее время перерыва электроснабжения при аварийных отключениях фидера, ч/год;   
– количество аварийных отключений фидера, приводящих к перерыву электроснабжения, откл/год. 

Показатели эффективности

 

а) RNRE - относительная эффективность реконструкции сети, характеризует насколько улучшился SAIFI после реконструкции по сравнению с ситуацией до реконструкции.

где

SAIFI(0) - значение SAIFI до реконструкции.

б) ARIE - средняя эффективность инвестиций, характеризует, сколько требуется вложить инвестиций в реконструкцию для увеличения RNRE на 1 %.

где

CIE- инвестиции, требуемые для реконструкции, руб.

в) RDCO - относительное снижение стоимости владения сетью

где

С0, С0(0)- стоимость владения сетью (издержки) до и после реконструкции, руб./год.

Стоимость владения рассчитывается как сумма амортизационных затрат, операционных затрат, стоимости ЭЭ.

Выбор наиболее эффективного варианта

Наиболее технически и экономически выгодным вариантом повышения надежности распределительной сети является вариант с наименьшим показателем ARIE и наибольшим RDCO. При этом должна учитываться топология сети, географические особенности местности, необходимость минимизации установки нетелемеханизированных коммутационных аппаратов (разъединителей), локализацию и категорию надежности электроснабжения потребителей.

Улучшение показателя SAIDI, SAIFI может быть также достигнуто такими техническими мероприятиями как:

- модернизация устройств РЗА на питающих пунктах;

- выполнение программ ТОиР, ТПиР.

При новом строительстве, выполнение программ ТОиР и ТПиР для повышения надежности распределительной сети необходимо руководствоваться ПУЭ, положениями ПАО «Россети» «О единой технической политике в электросетевом комплексе» в части выбора типа проводов ВЛ и способа их подвески из условия прохождения трассы, применением дополнительных мер по защите проводов, выбора материала и конструкционной особенностей опор и т.д. Техническая составляющая рассмотренных мероприятий по повышение надежности не относится к области применения данного стандарта и в данном сборнике не рассматривается.

Секционирующие пункты (реклоузеры) рекомендуется устанавливать в нормальных точках раздела (НТР).

Методика выбора параметров срабатывания защит

Применение устройства для защиты кабельной или воздушной линии, предусмотрено в двух вариантах: без измерения по цепям напряжения или с наличием цепей напряжения.

В случае применения цепей напряжения для сетей, имеющих в своем составе большую долю двигательной нагрузки, элементы малой генерации и др. возможна организация направленной максимальной токовой защиты (НМТЗ), реализация вольтметровой блокировки токовых защит, а также выполнение автоматики повторного включения (АПВ) с контролем наличия или отсутствия напряжения на линии, автоматики ввода резерва (АВР).

В случае применения устройства без измерения цепей напряжения необходимо при конфигурации и установке уставок устройства учитывать, что часть функций будут блокированы, и применение устройства будет ограничиваться режимами работы конкретной сети.

Состав защит необходимо уточнять при конкретном проектировании по результатам расчетов токов короткого замыкания, токов замыкания на землю и расчета токораспеделения в условиях наличия питания больше чем от одного источника.

Расчеты рабочих уставок максимальной токовой защиты линий (МТЗ) Ток срабатывания МТЗ

выбирается в амперах (первичных) по трем условиям:

- несрабатывания защиты 2РЗ при сверхтоках послеаварийных перегрузок, т.е. после отключения короткого замыкания на предыдущем элементе (рисунок 1);

- согласования чувствительности защит последующего и предыдущего элементов;

- обеспечения достаточной чувствительности при КЗ в конце защищаемого элемента (основная зона) и в конце каждого из предыдущих элементов (зоны дальнего резервирования).

 

Рисунок 1. Расчётная схема для выбора уставок релейной защиты

По первому из этих условий ток срабатывания МТЗ на Л2 выбирается по стандартному выражению:

 

где

kн - коэффициент надежности несрабатывания защиты; 

kв - коэффициент возврата максимальных реле тока;

kсзп - коэффициент самозапуска нагрузки, отражающий увеличение рабочего тока Iраб.макс за счет одновременного пуска всех тех электродвигателей, которые затормозились при снижении напряжения во время короткого замыкания. При отсутствии в составе нагрузки электродвигателей напряжением 6 кВ и 10 кВ и при времени срабатывания МТЗ более 0,3 с можно принимать значения 

 

Значения коэффициентов kн и kв для цифровых реле соответственно 1,1 и 0,94.

Максимальные значения коэффициента самозапуска при значительной доле электродвигательной (моторной) нагрузки определяются расчетом для конкретных условий, но обязательно при наиболее тяжелом условии пуска полностью заторможенных электродвигателей.

 

Максимальное значение рабочего тока защищаемого элемента Iраб.макс определяется с учетом его максимально допустимой перегрузки. Например, для трансформаторов 10 и 6 кВ мощностью до 630 кВА в России допускается длительная перегрузка до 1,6 ÷ 1,8 номинального тока. Для некоторых элементов перегрузка не допускается (кабели напряжением выше 10 кВ, реакторы).

По условию согласования чувствительности защит последующего (защищаемого) и предыдущих элементов ток срабатывания последующей защиты выбирается по выражению:

 

где

kн.с.- коэффициент надежности согласования, значения которого зависят от типа токовых реле и принимаются в пределах от 1,1 при согласовании цифровых реле с реле типа РТ-40, РСТ, и другими микропроцессорными устройствами до 1,3 ÷ 1,4 при согласовании цифрового реле с реле прямого действия типа РТВ;

kр - коэффициент токораспределения, который учитывается только при наличии нескольких источников питания, а при одном источнике питания равен 1;