ДП_Миненок (999221), страница 21

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 21)

Разрядник длинно-искровой модульный (РДИМ-10) 6-10 кВ (Рисунок Б.6) предназначается для защиты линий 6-10 кВ от грозовых отключений, а оборудования линий - от грозовых повреждений. К основным достоинствам разработки относятся высокая эффективность грозозащиты, низкая стоимость изделия, простота установки и отсутствие эксплуатационных расходов. Основная идея разработки заключается в том, что РДИМ-10 удлиняет путь грозового перекрытия, что исключает установление силовой дуги, а следовательно, пережог провода и отключение потребителя. РДИМ-10 защищает линию и оборудование от индуктированных перенапряжений, то есть в том случае, (а их 90%), когда молния ударяет в землю, а не непосредственно в провоБ. При перенапряжении сначала перекрывается изолятор, а затем происходит скользящий разряд по поверхности изоляционной трубки. По специальному каналу ток грозового перенапряжения стекает на землю. За счет весьма большой длины разряда грозовое перекрытие не переходит в силовую дугу промышленной частоты, и линия продолжает бесперебойную работу без отключения.

В нормальном режиме установленная изоляционная трубка усиливает изоляцию линии.

Единственный аспект, который нуждается в доработке, - это технология применения. Изоляционная трубка относительно просто устанавливается на реконструируемых и вновь строящихся линиях, однако надеть монолитную трубку на провод действующей линии пока сложно.

Предложения российских фирм о защите линий 6-10 кВ разработанными разрядниками рассматривалось на техническом совете РАО «ЕЭС России». Свои отзывы представили ВНИИЭ, НИИПТ, РОСЭП. Заключение о РДИ, РДИМ было положительным, получена рекомендация об их опытном внедрении в практику. Основные технические характеристики разрядников РДИМ-10 представлены в таблице Б.Б.

Рисунок Б.6 - Разрядник длинно-искровой

модульный (РДИМ-10) 6-10 кВ

Таблица Б.4 - Основные технические характеристики разрядников РДИМ-10

ПРИЛОЖЕНИЕ В

(обязательное)

В.1 Оценка эффективности секционирования с применением

реклоузеров

Рассмотреть влияние автоматического секционирования (реклоузеров) на основной показатель эффективности работы воздушных распределительных сетей – надежность электроснабжения потребителей.

Традиционно под надежностью понимается вероятность, с которой система или изделия сохраняют свои параметры в заданных пределах и работают в нормальном режиме при заданных условиях эксплуатации. Если концентрировать данное определение на область электроснабжения потребителей, то под надежностью электроснабжения в классическом определении следует понимать вероятность сохранения электроснабжения при нормальных и аварийных режимах работы энергосистемы [16]. Тем не менее, надежность электроснабжения в классическом понимании не позволяет в полной мере количественно оценивать эффективность мероприятий, направленных на повышение надежности электроснабжения потребителей, в частности не позволяет оценить возможный ущерб при отключении потребителя от питания.

Именно поэтому в качестве интегрального показателя, характеризующего надежность электроснабжения потребителей, используют суммарный годовой недоотпуск электроэнергии W_НО [17]. Данный показатель, по сути своей не являясь в чистом виде выражением надежности как вероятности, позволяет количественно оценивать эффективность различных мероприятий по повышению надежности электроснабжения. В настоящей работе недоотпуск электрической энергии используется как основной показатель надежности электроснабжения потребителей для оценки эффективности применения автоматического секционирования с применением реклоузеров.

Суммарный годовой недоотпуск (далее недоотпуск) электрической энергии определяется по выражению [17]:

W_НО = 0,01×w₀×T×L×S_У×cos×k_C (В.1)

где W_НО – годовой недоотпуск электроэнергии ,кВт×ч/год,

w₀ - удельная частота повреждений ВЛ 6-10 кВ 1/на 100 км в год,

Т - среднее время восстановления одного устойчивого повреждения,ч,

L – длина участка линии, м,

S_У – установленная мощность трансформатора потребительской подстанции кВА;

cos – коэффициент мощности;

k_С – коэффициент спроса.

В ряде случаев при необходимости определить повышение надежности электроснабжения конкретного потребителя или группы потребителей целесообразнее использовать производные выражения от формулы В.1, которые определяют длительность и количество аварийных отключений в год конкретного потребителя или группы потребителей. В общем случае выражения для определения этих показателей имеют вид:

w_П= 0,01× w₀× L (В.2)

где w_П– количество отключений потребителя в год (1/год),

w₀ - удельная частота повреждений ВЛ 6-10 кВ (1/на 100 км в год),

L – длина участка линии (м)

Т_П = w_П ×T (В.3)

где Т_П – длительность отключения потребителя в год, ч/год,

Т - среднее время восстановления одного устойчивого повреждения ч,

Рассмотрим влияние различных вариантов секционирования линий на базе реклоузеров на изменение указанных показателей надежности электроснабжения потребителей. Из выражений В.1-В.3 видна прямая зависимость недоотпуска электрической энергии, количества и длительности отключений от следующих составляющих:

- w₀ – удельная частота повреждений линий в год, 1/100 км;

- T – общее время восстановления электроснабжения в год, ч;

- L×S_У×cos×k_C – величина отключаемой нагрузки при одном отключении на участке длиной L, кВт×км.

Из этого следует, что изменить показатели надежности электроснабжения потребителей можно повлияв на составляющие их определяющие.

В.1.1 Количество отключений линий

Вероятность или количество отключений воздушных линий определяется протяженностью конкретного участка по выражению:

w = w₀×L×0.01, (В.4)

Около 80% повреждений, по своей природе являются неустойчивыми, поэтому целесообразно применять АПВ. Статистика показывает, что успешность первого цикла АПВ сокращает общее количество отключений на 60%, второй – дополнительно на 20%.

В существующих распределительных сетях роль первого цикла АПВ как правило выполняет оперативная бригада, которая производит первое пробное включение выключателя в центре питания при его аварийном отключении. Децентрализованная система секционирования сети с применением реклоузеров предполагает минимально однократное АПВ. В ряде случаев на реклоузерах используется двукратное, реже трехкратное АПВ.

Таким образом, в зависимости от наличия или отсутствия автоматики повторного включения в сети, где планируется установка реклоузеров, применение децентрализованной автоматизации с многократным автоматическим повторным включением линии (АПВ) позволяет в среднем сократить количество отключений на 20% - при использовании двукратного АПВ и на 25% процентов – при трехкратном АПВ. Для оценки данного эффекта в расчетные формулы показателей надежности введем коэффициент k_НУ. Тогда выражения для расчета показателей надежность примут вид:

W_НО = 0,01×w₀×(1-k_НУ)×T×L×S_У×cos×k_C, (В.5)

w_П= 0,01×w₀×(1-k_НУ)× L, (В.6)

Т_П = w_П×T, (В.7)

где k_НУ – коэффициент, учитывающий влияние децентрализованной системы секционирования линий на количество аварийных отключений.

В практических расчетах k_НУ может принимать следующие значения:

0 – в исходной сети без реклоузеров и если в сети, где планируется установка реклоузеров уже имеется автоматика повторного включения или количество циклов АПВ на реклоузерах, в соответствии с принятым алгоритмом работы равно количеству циклов АПВ на головном выключателе;

0,2 – если на реклоузере используется двукратное АПВ, а на головном выключателе АПВ однократное или выполняется вручную;

0,25 – если на реклоузере реализовано трехкратное АПВ.

В.1.2. Время поиска и локализации повреждения

Весь процесс восстановления электроснабжения потребителей в существующих распределительных сетях можно разделить на несколько характерных этапов [27]:

• От момента отключения линии до начала поиска – время, через которое диспетчеру поступит информация о наличии повреждения на линии;

• Поиск поврежденного участка (рисунок.В.1) – первое пробное включение выключателя ВГ в центре питания (ручное повторное включение) и после этого последовательные переезды и ручные переключения разъединителей на линии до момента нахождения поврежденного участка (отключение ЛР4 - включение ВГ - ВГ отключается - отключение ЛР3 – включение ВГ – ВГ отключается – отключение ЛР2 – включение ВГ – ВГ остается включенным – поврежденный участок найден);

• Локализация поврежденного участка (рисунокВ.1) – включение разъединителей между участком с повреждением и сетевым резервом (отключение ВГ – включение ЛР4);

• Включение потребителей неповрежденных участков (рисунокВ.1) – ввод сетевого резерва (включение ВГ с подачей питания до ЛР2 – отключение ВГ на смежной подстанции – включение сетевого резерва – включение ВГ на смежной подстанции).

• Обход поврежденного участка – поиск непосредственно места повреждения на локализованном участке.

• Ремонт поврежденного участка – выполнение ремонтных работ в зависимости от вида повреждения.

Рисунок В.1 - Процесс восстановления электроснабжения в

аварийном режиме

Общее время восстановления электроснабжения колеблется от 3 до 10 и более часов. При этом около 60% времени тратиться на поиск и локализацию поврежденного участка (этапы 1-4) и только 40% - непосредственно на выполнение ремонтных работ (этапы 5-6). При внедрении децентрализованной автоматизации выделение участка повреждения и включение резервного питания происходит автоматически, за считанные секунды. Таким образом, общее время восстановления электроснабжения фактически сокращается до величины времени, затрачиваемого непосредственно на обход и ремонт поврежденного участка. Количественно оценить этот эффект достаточно сложно, поскольку требуется значительный объем исходной информации: принятый алгоритм переездов оперативных бригад при локализации поврежденного участка, рельеф местности и средние скорости передвижения оперативных бригад. Поэтому для укрупненных расчетов эффективности будем оперировать средним показателем – 40%. Для оценки эффекта в расчетных выражениях В.8-В.10 введем дополнительный коэффициент – k_ВВ. Выражения для расчета показателей надежности примут вид:

W_НО = 0,01×w₀×(1-k_НУ)×T×L×k_ВВ ×S_У×cos×k_C, (В.8)

w_П= 0,01×w₀×(1-k_НУ)× k_ВВ × L, (В.9)

Т_П = w_П× k_ВВ ×T, (В.10)

где k_ВВ – коэффициент, учитывающий влияние децентрализованной системы секционирования на общее время восстановления электроснабжения.

В.1.3 Величина отключенной нагрузки

Наиболее существенное влияние децентрализованная автоматизация оказывает на сокращение величины отключаемой нагрузки. За счет того, что в ремонт автоматически выводится конкретный участок сети, степень влияния повреждения на потребителей ограничена. Величина эффекта зависит от количества аппаратов, установленных в сети, мест их установки и алгоритма секционирования.
Количественную оценку эффекта целесообразно проводить в сопоставлении с базовым вариантом сети, за который принимаем традиционную модель ВЛ 10 кВ с электромеханической релейной защитой и однократным АПВ в центрах питания, а также ручными разъединителями на линии. Расчет проводим без учета влияния децентрализованной системы секционирования на количество отключений и время восстановления (п.В.1.1-В.1.2). За базовый расчетный вариант примем схему рисунок В.2.

Базовый вариант схемы ВЛ 6-10 кВ

Характеристики

Список файлов ВКР