Оптимальное секционирование воздушных распределительных сетей 6…10 кВ в условиях нормирования показателей надежности (стр. 28 )

235. Javadian S. A.M. Optimal placement of protective devices in distribution networks based on risk analysis [Текст] / S. A.M. Javadian, M.-R. Haghifam // IEEE/PES Transmission and Distribution Conference and Exposition: Latin America (T&D-LA), 2010. Sao Paulo, 8-10 Nov. 2010. - P. 147-154.

236. Javadian S. A.M. Risk based protective devices placement in distribution networks with DG [Текст] / S. A.M. Javadian, M.-R. Haghifam // IEEE International Conference on Power and Energy (PECon), 2010. Kuala Lumpur, Malaysia, Nov. 29 - Dec– P.

237. Dezaki H. H. Optimized Switch Allocation to Improve the Restoration Energy in Distribution Systems [Текст] / H. H. Dezaki, H. A. Abyaneh, A. Agheli, K. Mazlumi // Journal of Electrical Engineering.- 2012.- Vol. 63, № 1.- pp. 47–52.

238. Chen G. A Novel QEA-based Optimum Switch Placement Method for Improving Customer Service Reliability [Текст] / G. Chen // Third International Conference on Electric Utility Deregulation and Restructuring and Power Technologies DRPT 2008, Nanjuing, China, 6-9 April 2008.- P.

239. Huang X. Optimal Planning of Round-distribution Network [Текст] / X. Huang, K. Yu, Y. Huang, X. Zheng, X. Chen // China International Conference on Electricity Distribution (CICED 2006), Beijing, China, 17-20 Sept. 2006.- 6 p.

240. Разработка нового изолятора для РЛНД [Електронний ресурс].- Режим доступу: http://www.laiz.ru/solution/rlnd.html.

241. Лысак взрывом высококачественные композиционные материалы, детали и узлы электротехнического назначения [Текст] / , , // Энергоэффективность Волгоградской области.- 2008.- № 3.- С. 35-39.

242. Савваитов состояние основного оборудования подстанций и ВЛ и мероприятия по повышению надежности [Текст] / , // Электрические станции.- 2004.- № 8.- С. 14-20.

243. Разъединители серии РЛК и РЛКВ-С [Електронний ресурс] // Электротехнический рынок.- 2008.- № 2 (20).- Режим доступу: http://market. elec. ru/nomer/19/rlk/.

244. Повышение надежности, безопасности и удобства обслуживания распределительных электрических сетей 6 (10) кВ. Предохранитель-разъединитель выхлопного типа серии ПРВТ-10 [Електронний ресурс] // Электротехнический рынок.- 2006.- № 2.- Режим доступу: http://market. elec. ru/nomer/2/quality/.

245. Распределительные сети Финляндии. Особенности схемных решений [Електронний ресурс] / Д. Шаманов, С. Соколов // Новости электротехники.- 2005.- № 6 (36).- Режим доступу: http://www. news. elteh. ru/arh/2005/36/03.php.

246. Максимов эффективности автоматического секционирования воздушных распределительных сетей с применением реклоузеров с целью повышения надежности электроснабжения потребителей [Текст] / , // Электротехника.- 2005.- №10.- С. 7-22.

247. Farmer D.M. Application of Sectionalizers on Distribution Systems [Текст] / D.M. Farmer, K.H. Hoffman // IEEE Rural Electric Power Conference.- 6-8 May 2007.- P. A2 1-7.

Приложение А

Информационно-вычислительный комплекс «ИВК-СЭС»

Группой сотрудников (в которую входит автор данной диссертационной работы) кафедры электроснабжения НТУУ «КПИ» разработан информационно-вычислительный комплекс по расчету и оптимизации систем электроснабжения «ИВК-СЭС».

Комплекса ИВК-СЭС в общем случае пpедназначен для pешения шиpокого кpуга задач pасчета и оптимизации pежимов и паpаметpов pаспpеделительных электpических сетей pазличного назначения, напpяжением 0,38, 6…10 и 35 кВ. Он представляет собой пакет прикладных программ и ряд специализированных баз данных (БД), написанных на алгоpитмических языках "Си" и "Си++" и ориентирован для работы в операционной системе Windows.

Базы данных ИВК-СЭС предназначены для хранения исходной информации о параметрах и режимах элементов электрической сети, ее конфигурации, режимах работы источников питания (ИП) и потребителей ЭЭ СЭС (в виде графиков нагрузки), и являются основой для проведения всех видов расчетов.

В комплексе реализован подход, позволяющий по данным, занесенным в БД, представлять на экране монитора или выводить на принтер реальные диспетчерские (рис.А.1) и режимные (рис.А.2) схемы электрических сетей, что исключает необходимость применения специализированного графического редактора.

Решаемые ИВК-СЭС задачи условно делятся на четыре группы.

К первой группе относятся задачи, связанные с оценкой нормальных и послеаварийных режимов СЭС:

- расчет графиков нагрузок, токораспределения и напряжений в разомкнутых и замкнутых сетях для любого часа суток и месяца года;

- корректировка нагрузок потребителей по нагрузке головных участков или графикам нагрузок ЦП;

Рис. П.1.

- оценка уровня некачественной ЭЭ потребляемой электроприемниками (ЭП) при отклонениях напряжения выходящих за пределы регламентируемые ГОСТ;

- оценка загрузки оборудования сети;

- расчет емкостных токов однофазного замыкания на землю;

- выбор режима работы дугогасящих катушек;

- расчет недоотпуска ЭЭ для заданных потребителей;

- проверка разъединителей по допустимости коммутаций ненагруженных линий и трансформаторов.

Рисунок А.1 – Диспетчерская схема электрической сети

Рисунок А.2 – Режимная схема электрической сети

Ко второй группе задач ИВК-СЭС относятся:

- выбор закона регулирования напряжения трансформаторов 35-110/6...10 кВ (встречное регулирование, стабилизация напряжения);

- выбор положений рабочих ответвлений (анцапф) трансформаторов 6...10/0,4 кВ;

- совместная оптимизация закона регулирования напряжения и положений рабочих ответвлений.

Основным результатом решения этой группы задач является снижение уровня потребления некачественной ЭЭ в СЭС, что, во многих случаях сопровождается снижением уровня потребления и потерь ЭЭ (при учете статических характеристик нагрузки и фактических коэффициентов трансформации на подстанциях 6...10/0,4 кВ).

К третьей группе задач ИВК-СЭС относятся:

- оптимизация положений разрывов в сетях 6-35 кВ на минимум потерь мощности при учете ограничений по пропускной способности линий;

- выбор мест установки коммутационных аппаратов, обеспечивающих формирование оптимальной схемы сети;

- выбор ремонтных схем, при повреждениях участков линий, трансформаторов и шин ПС, как в замкнутых, так и в разомкнутых сетях (с учетом пропускной способности элементов сети);

- проведение вариантных расчетов (первой группы задач) для планируемых схем сети;

- имитация аварийных режимов с отображением работы РЗ, автоматики и генерация вариантов восстановления питания. При невозможности полного восстановления электроснабжения выдается список потребителей оставшихся без питания.

В результате решения задач данной группы формируется перечень коммутационных аппаратов, рекомендуемых для переключения, ранжированный по уровню эффективности.

При изменении конфигурации сети производится автоматический пересчет емкостных токов и, если требуется, даются рекомендации по перенастройке дугогасящих катушек на шинах подстанций.

К четвертой группе задач ИВК-СЭС относятся:

- расчет токов КЗ и остаточных напряжений в узлах сети;

- вариантные расчеты токов КЗ с учетом возможности подключения резервируемых ЭП, для выбора уставок релейной защиты ЛЭП;

- расчет релейной защиты линий (максимальной токовой защиты, токовой отсечки, максимальной направленной защиты) с выбором типов и уставок реле и построением карты селективности защит;

- оценка чувствительности релейной защиты ЛЭП, с расчетом коэффициентов чувствительности в узлах основной и резервной зоны, в соответствии с требованиями ПУЭ;

- расчетная проверка трансформаторов тока на 10%-ную погрешность по кривым предельной кратности.

Результатом решения данной группы задач является выбор уставок релейной защиты линий, с обеспечением требуемой чувствительности защит и учетом погрешности трансформаторов тока.

Составной частью ИВК-СЭС является информационно-справочная система автоматизированного ведения документации района электрических сетей (ИСС-РЭС). Система ИСС-РЭС предназначена для хранения и автоматизированной обработки информации используемой в различных структурах и территориальных подразделениях энергокомпаний.

На основе информации, хранящейся в БД ИСС-РЭС, в автоматическом режиме рисуются однолинейные схемы РП и ТП, схемы РУ 6-10 кВ подстанций и участков линий 6…10 кВ.

Комплекс ИВК-СЭС и система ИСС-РЭС прошли промышленную апробацию и эксплуатируются на ряде энергопредприятий Украины, Молдовы и России, таких как: Симферопольское и Евпаторийское ПЭС ГАЭК «Крымэнерго», Московская кабельная сеть АО «Мосэнерго», кабельная сеть АО «Ленэнерго», Нижегородская кабельная сеть АО «Нижновэнерго», АП «Барнаульская горэлектросеть», ГК «Молдэнерго», АО «Смоленскэнерго», а также в ряде РЭСов «Киевоблэнерго».

В настоящее время автором данной диссертационной работы осуществляется первый этап адаптации комплекса ИВК-СЭС для решения задач оптимизации надежности воздушных распределительных электрических сетей.

Приложение Б

Обзор моделей оптимизации надежности распределительных электрических сетей

Следует отметить, что при решении задач оптимизации надежности РС среднего напряжения кроме финансовых ограничений (лимитирующих величину затрат на повышение надежности) и надежностных ограничений (ограничивающих величины показателей надежности электроснабжения потребителей), в ряде случаев, учитываются также ограничения, которые непосредственно не связанны с постановкой задачи. Такие ограничения можно разделить на следующие два вида:

1. Режимные, связанные с допустимыми режимами работы оборудования рассматриваемой сети и включающие в себя, например:

- соблюдение условий по пропускной способности проводов и кабелей распределительных линий и трансформаторов центров питания [168-182];

- уровни напряжений узлов сети должны находиться в допустимых пределах [168-182];

- в случае наличия в сети источников распределенной генерации (ИРГ), суммарная мощность потребителей, питаемых от конкретного ИРГ в послеаварийном режиме, должна находиться в пределах минимальной и максимальной допустимых нагрузок рассматриваемого генератора [178, 179].

2. Технологические, связанные с видом рассматриваемой сети или отдельной линии, возможными местами установки, селективностью и координацией работы размещаемых в сети СУ, например:

- рассматривается только линия радиального вида [177, 182-184];

- в начале линии (на шинах центра питания) расположен выключатель мощности (breaker) [183, 184];

- реклоузеры (и разъединители в [185]) располагаются только на основном фидере линии [183, 185];

- предохранители располагаются только на ответвлениях линии [97, 183, 186-190];

- предохранители располагаются исключительно по ходу питания после реклоузеров [185, 190];

- предохранители располагаются по ходу питания до разъединителей [183, 186, 187];

- ограничено максимальное количество располагаемых последовательно по ходу питания автоматических (реклоузеров, предохранителей, секционалайзеров) СУ одного вида [170, 171, 175, 176, 185-187, 190].

На сегодняшний день задача типа А нашла свое решение в ряде конкретных практических реализаций, которые представлены следующими моделями.

Модель А1. Наиболее распространенная на сегодняшний момент постановка рассматриваемой задачи [168-176, 183, 191-203]. В этом случае требуется найти

,

(Б.1)

где определяется как ([168, 169, 172-174, 183, 191-203])

(Б.2)

или ([170, 171, 175, 176])

(Б.3)

где – удельная стоимость ущерба, наносимого i-му потребителю из-за недоотпуска 1 кВт·ч электроэнергии;

– ожидаемая величина недоотпуска электроэнергии i-му потребителю;

– удельная стоимость ущерба наносимого i-му потребителю на 1 кВт отключенной нагрузки;

– величина отключаемой нагрузки i-го потребителя.

Составляющая в выражении (Б.1) включает суммарную стоимость устанавливаемого оборудования (investment cost), а в ряде публикаций [168, 169, 173, 183, 192-194, 196] также затраты на его монтаж (installation cost) и обслуживание (maintenance cost).

Составляющая определяется в соответствии с выражением (Б.2), если при анализе надежности учитываются только перерывы в электроснабжении по причине устойчивых повреждений (permanent или sustained faults), или по формуле (Б.3) – если учитываются как устойчивые повреждения, так и неустойчивые (temporary или momentary faults).

В [202] в формулировке оптимизационной задачи присутствуют ограничения на показатели надежности

где (Momentary Average Interruption Frequency Index) – показатель средней частоты кратковременных отключений (перерывов в электроснабжении), например, если выключатель или реклоузер делает две операции «включен-отключен» (цикл АПВ), то количество кратковременных отключений будет равно двум; (Energy Not Supplied) – недоотпуск электроэнергии (кВт·час/год) i-го узла нагрузки.

Модель А2. Требуется найти [204]

,

где определяется в соответствии с (Б.2), составляющая содержит суммарную стоимость устанавливаемого оборудования и затраты на его монтаж и обслуживание, - штрафные затраты (Penalty Cost), определяемые как сумма выплат i-му потребителю за нарушение ограничений на количество отключений (- Frequency Penalty Cost) и длительность одного отключения (- Duration Penalty Cost)

Модель А3. Рассматривается одновременное решение двух задач – секционирования сети и ее реконфигурации (определения мест нормальных разрывов) по условию минимума потерь энергии [177]. В соответствии с этой постановкой задачи, требуется минимизировать целевую функцию (Б.1) в которой определяется в соответствии с (Б.2), а - следующим образом: