Оптимальное секционирование воздушных распределительных сетей 6…10 кВ в условиях нормирования показателей надежности (стр. 12 )

Если i-я СМ не содержит ТПРП (например, СМ1 и СМ2 рис. 3.8, таблица 3.4), то

.

Если i-я СМ содержит ТПРП (например, СМ3 рис. 3.8, таблица 3.4), то

В приведенных выше формулах:

- – если в ТПРП установлен разъединитель;

- – если в ТПРП установлен выключатель нагрузки.

Для любой СМ

.

В ТПРП установлен реклоузер.

Структурно-логическая матрица имеет вид таблицы 3.11.

Таблица 3.11 – Структурно-логическая матрица

	LCM1	LCM2	LCM3
PCM1		0	0
PCM2	0		0
PCM3	0	0

Из таблицы 3.11 для i-й СМ имеем

,

.

При этом

.

3.3.2 Реклоузеры и секционалайзеры

В ТПРП установлен разъединитель ручного управления или выключатель нагрузки.

Рисунок 3.9 – Схема линии с реклоузерами, секционалайзерами и разъединителем в ТПРП

Если i-я СМ не содержит ТПРП (например, СМ1, СМ2, СМ3 и СМ4 рис. 3.9, таблицы 3.6), тогда

.

Если i-я СМ содержит ТПРП (например, СМ5 рис. 3.9, таблицы 3.6), то

В приведенных выше формулах:

- – если в ТПРП установлен разъединитель;

- – если в ТПРП установлен выключатель нагрузки.

При этом для любой СМ

.

В ТПРП установлен реклоузер.

Рисунок 3.10 – Схема линии с реклоузерами, секционалайзерами и реклоузером в ТПРП

Для СМ, находящейся в зоне защиты выключателя или реклоузера (например, СМ1, СМ2 и СМ4 рис.3.10, таблицы 3.6)

,

.

Очевидно, что в данном случае

.

Для СМ, находящейся в зоне защиты секционалайзера (например, СМ3 и СМ5 рис. 3.10, таблицы 3.6)

,

,

где К – номер СМ, защищаемой реклоузером, в зоне действия которого находится рассматриваемый секционалайзер (например, для СМ3 это СМ2, а для СМ5 – СМ4 рис. 3.10, таблицы 3.6).

С целью иллюстрации процесса формирования соответствующих расчетных формул для СМ, находящейся в зоне защиты секционалайзера, рассмотрим следующий пример (рис. 3.11).

Рисунок 3.11 – Другой вариант схемы линии с реклоузерами, секционалайзерами и реклоузером в ТПРП

Представим в виде алгоритма процесс определения времени отключения для СМ, защищенной секционалайзером, при повреждении на другой СМ, находящейся ближе к ЦП, но в зоне действия одного и того же реклоузера, что и рассматриваемая секция. Допустим, рассматриваемая СМ (рис. 3.11) защищена секционалайзером Сек 3 (участки 6–7 и 7–13), а предполагаемое устойчивое повреждение происходит на СМ, защищенной секционалайзером Сек 1 (участки 4–5 и 5–6). Последовательность событий при этом следующая:

- отключается секционалайзер Сек 1;

- по прошествии времени ОВБ прибывает на линию;

- двигаясь вдоль магистрали линии ОВБ последовательно отключает секционалайзер Сек 3 и включает реклоузер Рек 2 (находящийся в ТПРП), затрачивая на эти действия время .

3.3.3 Реклоузеры и разъединители

В ТПРП установлен разъединитель ручного управления или выключатель нагрузки.

Условная схема линии представлена на рис. 3.12.

Рисунок 3.12 – Схема линии с реклоузерами, разъединителями и разъединителем в ТПРП

Для любой СМ имеем

.

Если i-я СМ не содержит ТПРП, то

.

Если i-я СМ содержит ТПРП (например, СМ6 рис. 3.12, таблицы 3.7), тогда

В приведенных выше формулах:

- – если в ТПРП установлен разъединитель;

- – если в ТПРП установлен выключатель нагрузки.

В ТПРП установлен реклоузер

В этом случае условная схема линии представлена на рис. 3.13.

Рисунок 3.13 – Схема линии с реклоузерами, разъединителями и реклоузером в ТПРП

Для любой СМ имеем

,

где – СЧО (устойчивых) по причине повреждений в зоне защиты, к которой относится i-я СМ.

Если i-я СМ, находящаяся в n-й ЗЗ, и не является наиболее удаленной от начала зоны защиты (например, СМ1 для ЗЗ1, или СМ3 для ЗЗ2, или СМ5 для ЗЗ3 – рис. 3.13, таблицы 3.7), то

.

Если i-я СМ, находящаяся в n-й ЗЗ, и одновременно является наиболее удаленной от начала зоны защиты (например, СМ2 для ЗЗ1, или СМ4 для ЗЗ2, или СМ6 для ЗЗ3 рис. 3.13, таблицы 3.7), тогда

3.3.4 Разъединители ручного управления

В ТПРП установлен разъединитель ручного управления или выключатель нагрузки.

Условная схема линии представлена на рис. 3.14.

Рисунок 3.14 – Схема линии с разъединителями

Если i-я СМ не содержит ТПРП (например, СМ1, СМ2 и СМ3 рис. 3.14, таблицы 3.9), то

,

.

Если i-я СМ содержит ТПРП (например, СМ4 рис. 3.14, таблицы 3.9), имеем

,

.

В приведенных выше формулах:

- – если в ТПРП установлен разъединитель;

- – если в ТПРП установлен выключатель нагрузки.

3.3.5 Разъединители ручного управления и предохранители-разъединители

В ТПРП установлен разъединитель ручного управления или выключатель нагрузки.

Условная схема линии представлена на рис. 3.15.

Рисунок 3.15 – Схема линии с разъединителями и предохранителями

Если в начале секций ответвлений, получающих питание непосредственно от секций магистрали, установлены только П-Р, соответствующие параметры вычисляются следующим образом

,

,

,

где – сумма ожидаемого числа отключений СМ от шин ЦП до i-й секции, включая i-ю секцию, если она не является ближайшей к ТПРП, и не включая – если i-я СМ является ближайшей к ТПРП (т. е. i-я СМ с одной из сторон ограничена РРУ в ТПРП; примеры см. выше в п.3.3.4).

Если в начале секций ответвлений, получающих питание непосредственно от секций магистрали, установлены и П-Р, и РРУ, то

,

,

,

где – количество СО с РРУ, присоединенных непосредственно к СМ и СО с РРУ, когда между магистралью и этими секциями нет секций с П-Р (пример см. выше).

Если СМ представляет собой отдельный узел на магистрали, со всех сторон отделенный от участков линии РРУ (т. е., Li=0, и, следовательно, ), тогда имеем

,

,

,

где – сумма СЧО по причине повреждений на секциях магистрали по ходу питания от шин ЦП до (i-1)-й СМ включительно, от которой непосредственно получает питание i-я СМ.

3.4 Особенности количественной оценки базовых показателей надежности при учете устойчивых и неустойчивых отказов

Как указывалось выше параметр потока отказов любого i-го участка ВРС 6...10 кВ в общем случае формируется из двух составляющих – параметров потока устойчивых () и неустойчивых () отказов. Целесообразность учета обоих видов отказов приводит к необходимости раздельной оценки базовых показателей надежности. Проиллюстрируем это следующим примером.

На рис. 3.16 показаны две линии электропередачи, отличающиеся друг от друга только наличием резервной связи.

Рисунок 3.16 – Схемы линий электропередачи

Будем использовать следующие составляющие длительности одного отключения ():

- – время ожидания;

- – время поиска и локализации места повреждения отключенной линии;

- – время включения резервного питания;

- – время выполнения ремонта на поврежденной части линии и включения линии в работу в нормальном режиме.

Тогда используя предложенный подход к моделированию количественной оценки показателей надежности, для нагрузки P2 средняя длительность отключений по причине устойчивых отказов для линии а) будет определяться согласно выражению

,

а для линии б) согласно выражению

,