Оптимальное секционирование воздушных распределительных сетей 6…10 кВ в условиях нормирования показателей надежности (стр. 25 )

- При ориентации на адаптивный алгоритм расчета весовых коэффициентов, ужесточение требований к снижению частоты отключений по сравнению с другими показателями надежности равносильно существенному росту весового коэффициента wSAIFI при фиксированном задании весовых коэффициентов (при условии, что в рассматриваемой ДПСУ присутствует реклоузер в ТПРП).

- Результаты решения для варианта (таблица 4.10 и рис. 4.10) подтверждают один из выводов предыдущего расчета 4.4.3 – если в рассматриваемой ДПСУ отсутствует реклоузер в ТПРП, то установленный (первым) в линии на одной из итераций реклоузер существенно уменьшает вероятность размещения реклоузеров в других точках линии даже при жестких требованиях к снижению частоты отключений и адаптивном алгоритме расчета весовых коэффициентов показателей надежности.

- Сравнивая результаты представленных расчетов можно также сделать вывод, что в каждой конкретной линии существуют наиболее эффективные места (относительно выбранного критерия оптимальности) размещения СУ.

4.3 Анализ влияния источников распределенной генерации на работу коммутационно-защитных аппаратов в плане решения задачи оптимизации надежности воздушных распределительных сетей 6...10 кВ

В течение многих лет электроэнергетика развивалась [150] исходя из того, что электроэнергия производилось в основном мощными централизованными электростанциями, транспортировалась к районам потребления по линиям электропередачи и поставлялась потребителям по пассивной инфраструктуре распределения с низкими уровнями номинального напряжения. В этой системе потоки мощности в СЭС имели только одно направление. В настоящее время модель однонаправленной передачи централизованно произведенной электроэнергии сменяется [150] моделью двунаправленной распределенной сети производства электроэнергии, в которой новые, относительно маломощные, источники распределенной (децентрализованной) генерации (ИРГ) обычно подключаются к распределительным сетям, не предназначенным для транспортировки электроэнергии от генераторов мощности. Активное внимание к распределенной генерации с использованием современных технологий генерации и аккумулирования энергии связано в первую очередь со следующими тремя факторами [4]:

- появлением новых эффективных и экологически чистых технологий;

- ужесточением законодательства ряда стран относительно выбросов в атмосферу CO и NOx;

- дальнейшей либерализацией энергорынков.

Следует также отметить, что, как показывает опыт зарубежных стран [151], подключение ИРГ к РС является одним из эффективных методов влияния на надежности ЭЭС. В работе [152] проведен анализ методов оценки надежности систем электроснабжения с распределенной генерацией. Считается, что при потере электроснабжения от питающей подстанции основной сети имеется возможность выделить ИРГ на близкую по мощности нагрузку, что обеспечит электроснабжение ответственных потребителей. Эта проблема в англоязычной литературе получила название «Islanding» («островной» режим), она достаточно активно изучается [54, 153–155] и имеет ряд составляющих, в частности [156, 157]: определение состава потребителей, подключаемых к ИРГ при его выделении на изолированную работу; разработка конкретных устройств соответствующей автоматики и принципов их функционирования; учет конкретных условий работы распределенных генераторов и др.

Однако при этом распределенная генерация усложняет систему релейной защиты и автоматики, противоаварийного управления ЭЭС [156, 157]. Распределительная сеть с появлением в ней установок распределенной генерации приобретает черты основной сети, т. е. в ней возникают проблемы устойчивости и др., что требует разработки устройств автоматики, аналогичных тем, которые применяются в основной сети. Рассмотрим эти проблемы на примерах работы аппаратов защиты (выключателей, реклоузеров, предохранителей, секционалайзеров), устанавливаемых в ВРС 6...10 кВ.

Рассогласование работы реклоузеров и предохранителей [158–164].

Эта проблема может возникнуть при определенном взаимном расположении ИГР, предохранителя и реклоузера, работающего в режиме «спасения» предохранителя.

В случае размещения оборудования как показано на рис. 4.11 (а), через реклоузер и предохранитель протекают одинаковые токи КЗ (Iп=Iр=Iс+Iирг), и согласно время-токовой характеристике (рис. 4.12) реклоузер сработает на отключение по быстрой кривой за время tр, меньшее времени срабатывания предохранителя tп (т. е. tр<tп).

Рисунок 4.11 – Возможные варианты взаимного расположения ИРГ, реклоузера и предохранителя

Рисунок 4.12 – Время-токовые характеристики реклоузера и предохранителя для случая на рис. 4.11 (а)

В случае расположения оборудования как показано на рис. 4.11 (б) и (в), через предохранитель протекает ток КЗ (Iп=Iс+Iирг) большей величины, чем через реклоузер (Iр=Iс). Тогда, в соответствии с время-токовой характеристикой (рис. 4.13) реклоузер может сработать на отключение по быстрой кривой за время, большее времени срабатывания предохранителя (tр>tп). Таким образом, схема «спасения» предохранителя может не сработать.

Рисунок 4.13 – Время-токовые характеристики реклоузера и предохранителя для случаев на рис. 4.11 (б) и (в)

Как считает ряд исследователей [165], решить эту проблему может замена предохранителей на секционалайзеры, которые по специфике своей работы, как было указано выше, не зависят от ВТХ реклоузеров.

Несрабатывание защиты [159, 161–163, 165].

Рассматриваются следующие возможные случаи:

1. Если к линии подключен ИРГ большой мощности (рис. 4.14), то его вклад в величину тока КЗ может уменьшить ток, проходящий через выключатель настолько, что выключатель или не сработает на отключение КЗ (эта ситуация получила название «ослепление защиты» – «blinding of protection» [166]), или сработает за время, достаточное для повреждения установленного в линии оборудования.

Рисунок 4.14 – «Ослепление защиты» выключателя

2. Секционалайзер работает в паре с реклоузером и защищает ответвление на линии (рис. 4.15). Как было указано выше, секционалайзер фиксирует количество прохождений тока КЗ во время бестоковых пауз АВР реклоузера. Однако, если повреждение в линии происходит как показано на рис. 4.15 и аппарат ИРГ не отключается, не реагируя на ток КЗ в линии, то ток КЗ от ИРГ, проходящий через секционалайзер, не дает последнему возможность зафиксировать КЗ и, соответственно, сработать на повреждение в защищаемой части линии.

Рисунок 4.15 – Секционалайзер не фиксирует ток КЗ

Ложные срабатывания защиты [159–164, 166, 167].

Рассматриваются следующие возможные случаи:

1. На рис. 4.16 показано, как ток КЗ от ИРГ протекает от одной линии к другой в направлении места повреждения. При большой мощности ИРГ и при оснащении аппаратов в линии с ИРГ («Вык2» и «Рек») ненаправленной токовой защитой, возможно ложное срабатывание этих аппаратов.

Рисунок 4.16 – Выключатель или реклоузер в одной линии срабатывают на повреждение в другой линии

2. Если аппарат ИРГ оснащен медленной защитой, то в ситуации, представленной на рис. 4.17, ток КЗ от ИРГ приведет к срабатыванию предохранителя на повреждение в незащищаемой им части линии.

Рисунок 4.17 – Срабатывание предохранителя на повреждение в незащищаемой им части линии

Учитывая вышесказанное, можно сформулировать следующие требования к защите при наличии в сети ИРГ:

- оснащение выключателей и реклоузеров в линиях с ИРГ направленной защитой, способной отслеживать обратные потоки мощности КЗ (т. е. потоки мощности от ИРГ в сторону источника питания);

- оснащение выключателя или реклоузера, через который ИРГ подключается к основной сети, защитой, обладающей высокой скоростью срабатывания и большой выдержкой безтоковой паузы с целью дать возможность нормально отреагировать на повреждение установленным в сети защитным аппаратам – выключателям в ЦП, реклоузерам, предохранителям, секционалайзерам;

- замена в линиях с ИРГ предохранителей на секционалайзеры.

Рост доли распределенной генерации в ЭЭС не только имеет положительные стороны, но и создает определенные технические проблемы, которые связаны с изменением свойств систем, возможностей управления ими в нормальных и аварийных условиях. Эти проблемы решаемы, однако при этом усложняется диспетчерское и автоматическое управление ЭЭС, требуется разработка новых математических моделей по обоснованию развития ЭЭС и систем электроснабжения, анализу их режимов и управлению ими.

Что касается предложенного в работе подхода к оптимальному секционированию ВРС 6...10 кВ, то наличие в той или иной линии ИРГ, работающих параллельно с сетью, влияет только на возможность размещения в определенных точках сети отдельных видов автоматических СУ, которая, в свою очередь, может быть формализована в виде правил вида «Запрещено размещение предохранителей на ответвлениях, находящихся в зоне действия реклоузера, если в этой зоне находится ИРГ». В случае появления ИРГ в линии, уже оснащенной СУ, в зависимости от их вида может потребоваться повторное решение задачи оптимального размещения СУ в этой линии.

Выводы к главе 4

1. Для решения задачи оптимального секционирования ВРС 6...10 кВ впервые были разработаны:

- совокупность эвристических правил, учитывающих влияние различных видов СУ друг на друга и на характер работы электрической сети, и позволяющих обоснованно сократить количество рассматриваемых альтернативных вариантов;

- принципы формирования расчетной модели, заключающиеся в анализе конфигурации линии и установленных в ней СУ, и являющиеся подготовительным этапом для последующего вычисления базовых показателей надежности;

- общий алгоритм решения рассматриваемой оптимизационной задачи.

2. Предложен новый адаптивный подход к вычислению весовых коэффициентов критериев (показателей надежности), входящих в целевую функцию решаемой задачи. При использовании этого подхода больший вес приобретает критерий, значение которого на текущей итерации находится дальше в нормализованном виде своего целевого значения (т. е. от величины, к которой он должен стремиться в процессе оптимизации).

3. На примере реальной линии ВРС 6...10 кВ было проиллюстрировано решение оптимизационных задач выбора вида, количества и мест размещения СУ, с целью максимального повышения надежности электроснабжения при минимуме затрат за фиксированное число итераций оптимизационного процесса:

- с учетом в ЦФ показателей EENS (нагрузок узлов) или/и SAIDI (количества точек продажи электроэнергии);

- с учетом в ЦФ показателей SAIDI, SAIFI и EENS при фиксированных весовых коэффициентах;

- с учетом в ЦФ показателей SAIDI, SAIFI и EENS при адаптивных весовых коэффициентах.

Проведенные расчеты показывают высокую эффективность использования алгоритма адаптивной коррекции весовых коэффициентов показателей надежности при решении поставленных задач.

4. Рассмотрено влияние источников распределенной генерации на надежность электроснабжения. Показано, что распределенная генерация усложняет систему релейной защиты и автоматики, противоаварийного управления распределительными сетями. На примерах работы аппаратов защиты (выключателей, реклоузеров, предохранителей, секционалайзеров), устанавливаемых в ВРС 6...10 кВ, проанализирован ряд проблем, возникающих при подключении к сетям источников распределенной генерации. Сформулирован ряд требований и предложений по организации релейной защиты при наличии в сети источников распределенной генерации, с целью недопущения возникновения указанных проблем.

ВЫВОДЫ

В диссертационной работе решена важная для отечественной электроэнергетики научно-практическая задача повышения надежности воздушных распределительных электрических сетей, которые являются наиболее слабым звеном в технологической цепочке: генерация – передача – распределение – преобразование электроэнергии. Разработаны, обоснованы и реализованы новые подходы к моделированию процессов восстановления электроснабжения, расчету и оптимизации комплекса показателей надежности в условиях их регламентации и нормирования в соответствии с международной практикой, что позволяет стимулировать применение современного высокоэффективного коммутационно-защитного оборудования, кардинально снизить частоту и длительность перерывов в электроснабжении потребителей.

В работе получены следующие теоретически и практически значимые результаты:

1. В результате критического обзора, анализа и обобщения отечественного и зарубежного опыта сформированы требования к постановке и методу решения задачи оптимизации надежности ВРС с позиций эффективного применения полученных результатов в энергоснабжающих компаниях Украины в условиях нормирования показателей надежности.

2. Разработан новый метод количественной оценки показателей надежности электроснабжения в ВРС произвольной конфигурации с различными составом и размещением широкого спектра защитно-коммутационных аппаратов. Важными достоинствами предложенного метода являются простота формализации процесса восстановления электроснабжения и оценки показателей надежности.

3. Получила дальнейшее развитие методика анализа надежности, связанная с наличием в ВРС неустойчивых отказов. Принимая во внимание значительный удельный вес неустойчивых отказов, а также технические возможности, предоставляемые современным защитно-коммутационным оборудованием, учет данного фактора обеспечивает корректность получаемых решений и тем самым повышает их фактическую эффективность.

4. Предложен, обоснован и реализован комплексный подход к постановке задач по оптимизации надежности электроснабжения потребителей при проектировании и эксплуатации ВРС, который позволяет решать следующие вопросы:

- установления регулирующим государственным органом экономически обоснованных нормативов надежности для отдельных энергокомпаний или их структурных подразделений;

- оценки затрат на достижение заданного уровня надежности;

- выбора оптимальных мероприятий по повышению надежности при наличии ограничений на материальные или технические ресурсы;

- обеспечения заданного уровня надежности электроснабжения по спектру показателей при минимуме затрат;

- оценки эффективности использования конкретных видов коммутационно-защитного оборудования в электрических сетях с различной топологией.

5. Разработан многокритериальный метод выбора оптимального состава и мест размещения секционирующих устройств в ВРС 6...10 кВ, который, по сравнению с существующими, позволяет эффективно с вычислительной точки зрения учитывать дискретность, нелинейность и многомерность рассматриваемой задачи.

6. Разработан новый метод определения и адаптивной коррекции весовых коэффициентов критериев (показателей надежности), используемых в ЦФ в предлагаемых моделях задачи оптимального секционирования ВРС 6...10 кВ. Как показали проведенные экспериментальные расчеты, использование предложенного в работе адаптивного алгоритма, при прочих равных условиях реализации оптимизационного процесса, приводит к решению, более эффективному с точки зрения повышения надежности электроснабжения потребителей, позволяя улучшить в среднем на 40 % показатели надежности, по сравнению с аналогичным подходом, но при использовании обычных фиксированных весовых коэффициентов.

7. В дальнейшем результаты работы рекомендуется использовать в энергетике Украины при проектировании и эксплуатации ВРС 6...10 кВ с целью повышения надежности и эффективности электроснабжения потребителей.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Зорин оптимизации надежности распределительных электрических сетей [Текст] / , , К. Заби-Заби, // Энергетика и электрификация.- 1988.- № 3.- C. 46-49.

2. Зорин оптимизации надежности распределительных электрических сетей [Текст] / , , К. Заби-Заби, // Энергетика и электрификация.- 1988.- № 4.- C. 29-32.

3. Экель вывод в задачах управления функционированием и развитием систем электроснабжения [Текст] / , , // Техническая электродинамика.- 1991.- № 6.- C. 77-83.

4. Праховник генерация: состояние и перспективы [Текст] / , , F.A. Farret, L. Canha, A. Da Rosa Abaide, A. Saldanha, E.S. Freitas // Новини Енергетики.- 2003.- № 3-4.- С. 54-58.

5. Праховник информационного обеспечения задач моделирования и управления режимами СЭС в условиях реформирования электроэнергетики [Текст] / , , // Енергетика: економіка, технології, екологія.- 2010.- № 1.- С. 42-47.

6. Попов оценки уровня надежности воздушных линий 6,10 кВ в энергосистемах Украины [Текст] / , , // Промэлектро.- 2010.- № 5.- С. 25-32.

7. Попов технические решения для повышения надежности функционирования воздушных линий номинальным напряжением 6,10 кВ [Текст] / , , // Промэлектро.- 2010.- № 6.- С. 28-36.

8. Пути рационального формирования и управления режимами интегрированных систем электроснабжения [Текст] / , , // Праці Інституту електродинаміки Національної академії наук України, Спеціальний випуск.- Київ, 2010.- С. 60-65.

9. К вопросу рациональной интеграции источников распределенной генерации [Текст] / , , Саид Банузаде Сахрагард // Праці Інституту електродинаміки Національної академії наук України, Спеціальний випуск, Частина 1.- Київ, 2011.- С. 111-121.

10. Особенности оптимизации надежности воздушных распределительных сетей в условиях применения Smart Grid-технологий [Текст] / , , // Праці Інституту електродинаміки Національної академії наук України, Спеціальний випуск, Частина 2.- Київ, 2011.- С. 22-30.

11. Зорин задач оптимизации надежности распределительных электрических сетей: обзор зарубежного опыта [Текст] / , , А.А. Петров, // Электронное моделирование.- 2012.- № 5, том 34.- C. 69-89.

12. Учет фактора изменения топологии распределительных сетей при расчетах потерь электрической энергии [Текст] / , , // Вісник НТУУ «КПІ». Серія «Гірництво». Збірник наукових праць.- Київ: НТУУ «КПІ»: ЗАТ «Техновибух», 2012.- Вип. 22.- С. 150-159.

13. Ф. Функциональное эквивалентирование электрических сетей при оценке влияния источников распределенной генерации на их режимы [Текст] / , , Саид Банузаде Сахрагард // Электронное моделирование.- 2013.- № 3, том 35.- C. 99-111.

14. Ф. Решение задачи оптимального секционирования воздушных распределительных сетей в условиях нормирования показателей надежности [Текст] / , , // Технічна електродинаміка.- 2013.- № 5.- C. 61-69.

15. Ekel P. Informal procedures in the problem of controlling modes of operation of electrical networks [Текст] / P. Ekel, V. Popov, K. Zabi-Zabi, V. Tkachenko // Computing Integral Systems for Industrial Power Engineering. Leipzig: Leipzig University of Technology.- 1989.- Vol. 21.- pp. 17-25.

16. Ansuj S. Constructing electrical load curves using the heuristic approach [Текст] / S. Ansuj, P. Ekel, F. Farret, H. Stangarling, V. Zorin, V. Popov, V. Tkachenko // Tecnologia.- 1995.- Vol. 16, № 1-2.- pp. 61-73.