Характеристика распределительных сетей системы электроснабжения Кемеровской области

Тип работы:
Реферат
Предмет:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

УДК 621.3. 019. 34 Г. И. Разгильдеев, Е. В. Ногин ХАРАКТЕРИСТИКИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ КЕМЕРОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Потребление электрической энергии (ЭЭ) предприятиями и организациями всех отраслей народного хозяйства и населением Кемеровской области составляет в среднем около 35 млрд. кВт-ч (в 2008 г. — 35,06 млрд. кВт-ч) в год.
Расположенные на территории области восемь электростанций вырабатывают около 26 млрд. кВт-ч ЭЭ (в 2008 г. — 26,184 млрд. кВт-ч). Дефицит Э Э около 8,8 млрд. кВт-ч покрывается за счет перетока мощности, главным образом, от СаяноШушенской ГЭС. Дефицит электрогенерирующих мощностей электростанций в Кемеровской области с учетом необходимости поддерживать 12-ти процентный резерв по генерации составляет 1 042 МВт.
Внутри областное электроснабжение построено по иерархическому принципу: от системных линий электропередачи (воздушных линий — ВЛ) напряжением 110−220 кВ до распределительных сетей 6−10 кВ. Сети 35 кВ занимают промежуточное положение по нагрузкам и протяженности.
В результате проведенной в последние годы реформы и ликвидации РАО ЕС произошло отделение предприятий по производству электроэнергии (электростанций) от предприятий, эксплуатирующих электрические распределительные сети и подстанции. Электрические сети на территории Сибири эксплуатирует ОАО «МРСК Сибири» (межрегиональная электросетевая компания), а на территории Кемеровской области — ее филиал -«Кузбассэнерго — региональные электрические сети», (Кузбассэнерго — РЭС). Этот филиал включает в себя три производственных предприятия: Центральные, Южные и Северо-Восточные электрические сети (соответственно — ЦЭС, ЮЭС, СВЭС). Последнее образовалось в результате слияния двух предприятий — Северные и Восточные электрические сети (СЭС и ВЭС, соответственно).
Объекты ЦЭС расположены в Беловском, Прокопьевском и Гурьевском районах, в части Новокузнецкого и Ленинск-Кузнецкого районов. Сети этого предприятия питают города Прокопьевск, Киселевск, Белово и Гурьевск. Общая протяженность сетей 10−6-0,4 кВ этого сетевого предприятия — 3452 км с подстанциями (6−10)/0,4 кВ.
В сферу обслуживания ЮЭС входят сети, питающие города Новокузнецк, Междуреченск, Осинники, Таштагол, Мыски, Калтан (за исключением их городских сетей и подстанций), 12 рабочих поселков, 19 сельских кооперативов и хозяйств, крупные предприятия черной и цветной металлургии (ЗСМК, КМК, КФЗ, НКАЗ), пред-
приятия машиностроения, угольные шахты и разрезы. Общая протяженность сетей этого предприятия составляет 2509 км с подстанциями.
В зоне обслуживания СЭС находятся сети, питающие города Кемерово, Ленинск-Кузнецкий, Топки, Березовский и еще 258 населенных пунктов, 48 сельских кооперативов и хозяйств, 38 прочих потребителей. Общая протяженность сетей 10−6-0,4 кВ этого сетевого предприятия составляет 8275 км с подстанциями (6−10)/0,4 кВ. [1]
Через Восточные сети (ВЭС) питаются потребители в административных районах области -Юргинском, Яшкинском, Ижморском, Чебулин-ском, Тяжинском, Тисульском, Мариинском, трех городов — Юрги, Мариинска, Анжеро-Судженска, 8 поселков — Яшкино, Яя, Ижморка, Верх-Чебула, Итат, Тисуль, Тяжин, Макарак. Общая протяженность сетей 10−6-0,4 кВ этого сетевого предприятия составляет 6792 км с подстанциями (6−10)/0,4 кВ.
Общая протяженность распределительных ВЛ 10−6-0,4 кВ составляет 21 028 км, из них на сети 10−6 кВ приходится 18 819 км, то есть 88% от общей протяженности распределительных сетей, обслуживаемых тремя сетевыми предприятиями в Кемеровской области.
Для сравнения укажем, что протяженность ВЛ 110−220 кВ, входящих в зону обслуживания МРСК
Р * 0,4 0,3 0,2 0,1
Р * 0,4 0,3 0,2 0,1
3,0 16,8 30,7 44,5 58,4 72,2 86,1 100,0 Д
Рис. 1. Гистограммы распределения длины (а) и загрузки по току (б) ВЛ 6−10 кВ
а
, 2 11,0 20,8 30,6 40,4 50,2 60,0 79,8 I, км
б
Таблица 1. Характеристики отказов ВЛ
Причина отказа Число зарегистрированных отказов по годам наблюдений
1-ый год 2-ый год 3-ый год 4-ый год 5-ый год
всего грозы всего грозы всего грозы всего грозы всего грозы
Обрыв/ схлест
проводов 449 — 484 — 395 — 246 — 298 —
частота, % 11,8 — 12,5 — 9,9 — 8,22 — 7,76 —
Пробой и пере-
крытие изоляторов 107 8 117 11 95 13 80 7 106 9
на ВЛ / частота, % 2,83 0,2 3,03 0,28 2,38 0,33 2,67 0,23 2,76 0,23
Пробой и пере-
крытие изоляторов 108 6 137 16 242 16 150 15 153 15
на ТП/ частота, % 2,85 0,16 3,55 0,41 6,07 0,4 5,02 0,5 3,98 0,39
Повреждения де-
ревянных опор 117 57 83 74 163 63 81 28 112 57
частота, % 3,08 1,5 2,15 1,92 4,09 1,58 2,71 0,94 2,92 1,48
Отказы силовых
трансформаторов 68 6 86 6 64 3 69 2 52 4
частота, % 1,8 0,16 2,23 0,16 1,6 0,08 2,31 0,07 1,35 0,1
Отказы кабель ных
вставок 127 1 153 — 125 5 130 4 102 3
частота, % 3,35 0,03 3,96 — 3,13 0,13 4,35 0,13 2,65 0,08
Отказы
разрядников 31 1 27 4 19 1 17 3 22 5
частота, % 0,82 0,03 0,7 0,1 0,48 0,03 0,57 0,1 0,57 0,13
Прочие
причины 232 — 272 — 221 — 498 — 209 —
частота, % 6,1 — 7,05 — 5,54 — 16,7 — 5,44 —
Причина
не установлена 1602 867 1291 1099 1600 964 1132 529 1774 921
частота, % 42,3 22,9 33,5 28,5 0,1 24,2 37,9 17,7 46,2 23,9
Количество
отключений 2841 946 2650 1210 2924 1065 2403 588 2828 1014
частота, % 75 25 68,7 31,4 73,3 26,7 80,3 18,7 73,6 26,4
Всего 3787 3860 3989 2991 3842
Сибири на территории Кемеровской области, составляет 9866 км. Из сравнения данных видно, что на 1 км ВЛ напряжением 110−220 кВ приходится 2,13 км ВЛ 10−6-0,4 кВ.
Из приведенных данных видно, что сети 10−60,4 кВ в существенной мере определяют бесперебойность электроснабжения основной массы потребителей. Изучение причин и последствий отказов распределительных сетей 10−6-0,4 кВ и входящих в них элементов и разработка на этой основе мер по повышению их надежности является важной народно-хозяйственной задачей для нашей области.
Объективные характеристики распределительных ВЛ напряжением 6−10 кВ получены на основе анализа 164 линий электропередачи.
Распределение длин ВЛ видно из рис. 1 а, где приведена гистограмма частостей этого показателя. Средняя длина ВЛ составляет 22,2 км, а на длину от 1,2 до 30,6 км приходится 76,2% всех проанализированных линий электропередачи.
Загрузку распределительных ВЛ по току рассчитывали по соотношению
в= 100 (1Ф / 1доп), %, (1) где 1ф — фактический ток нагрузки ВЛ, А- 1доп -допустимый по предельному нагреву ток, А, для данного сечения провода. Г истограмма на рис. 1 б, показывает широкий разброс этой характеристики распределительных ВЛ 6−10 кВ. В среднем они загружены на 41,5%, что свидетельствует об относительно небольших потерях в них электроэнергии.
Анализ показал, что около 70% всех распределительных ВЛ выполнены на деревянных опорах. Их преимущественное применение объясняется несколькими положительными качествами, в том числе:
— они хорошо работают на изгиб при больших ветровых и гололедных нагрузках, в то время как железобетонные опоры (ЖБО) в таких случаях ломаются-
— они имеют меньшую массу по сравнению с ЖБО, а потому затраты на их транспортирование и установку существенно меньше-
— срок эксплуатации пропитанных деревянных опор на 20% больше, чем ЖБО-
Таблица 2. Статистика действия АПВ
Характеристика работы устройства АПВ Число случаев работы АПВ по годам наблюдения
1-ый год 2-ой год 3-ий год всего за три года среднее отношение за три года
число случа- ев % число случаев % число слу- чаев %
Цикл ОВ* 1395/ 441 51/55 1089/23 6 53/51 1392/ 422 50/55 3876/1099 51,3/56,6
Цикл ОВО* 1216/ 367 44/44 920/ 220 44/48 1230/ 328 45/43 3366/915 44,7/44,5
Отказ в работе АПВ (О)* 127/19 5/2 61/3 3/0,7 139/19 5/2 327/41 4,3/1,9
Всего* 2738/ 827 2070/45 9 2761/ 769 7596/2055 100/100
Число успешных ручных включений после ОВО и О -/292 -/33 -/181 -/39 -/286 -/37 -/759 -/79
* В числителе — общее число отключений- в знаменателе — при грозах
— деревянные опоры на 20% дешевле ЖБО.
В последние годы в Кузбассе при строительстве новых и реконструкции действующих ВЛ применяют самонесущие изолированные провода (СИП), крепление которых предусматривается только к железобетонным опорам. Использование таких проводов дает ряд существенных преимуществ по сравнению с голыми проводами, несмотря на их большую стоимость. По состоянию на 01. 01. 2009 г. общая протяженность таких линий составляет около 100 км.
Практический интерес представляет изучение характера отказов ВЛ между подстанциями напряжением (10−6)/0,4 кВ и распределительными устройствами 6−10кВ. Для этой цели были проанализированы отказы за 5 лет, сведения о которых приведены в табл. 1.
За признак отказа было принято отключение трансформатора со стороны 6−10 кВ, то есть в качестве отказного признака принят перерыв электроснабжения потребителей, вызванный либо появлением короткого замыкания, либо поврежде-
нием отдельных элементов системы электроснабжения.
За пять лет наблюдений было зарегистрировано 18 470 отключений, из них грозовых — 4823 или 26,1% и 7,6% вызванных причинами, которые относились к прочим. В среднегодовой статистике относительное число отказов, вызванных прохождением гроз колебалось в пределах 20−30%, что свидетельствует о неудовлетворительной работе защиты от грозовых перенапряжений.
Из табл. 1 видно, что наибольшее число отказов (от 33,5 до 46,2%) связано с невыявленными причинами.
Анализ показал, что все отходящие от подстанций распределительные ВЛ 6−10 кВ (РВЛ 6 -10 кВ) снабжены срабатывающей при межфазных КЗ максимальной токовой зашитой на базе реле РТ-81 с ограниченно-зависимой от тока выдержкой времени.
Земляная защита выполняется на отдельных отходящих РВЛ либо с применением реле УСЗ-2 в виде индивидуальной защиты, либо в виде уст-
отключания
Рис. 2. Поле корреляции и кривая регрессии между числом аварийных отключений ВЛ 6−10 кВ и их
длиной
Таблица 3. Зависимость числа отключений ВЛ от их длины
Число отключений Длина В Л 6−10 кВ, км
1 — 10 11 — 20 21 — 30 31 — 40 41 — 50 51 — 60 61 — 70
1 — 5 92 76 46 28 15 24
6 — 10 35 79 24 23 6
11 — 15 49 41 14 12 15
16 — 20
21 — 25 21
26 — 30 28
ройств контроля изоляции сетей 10 кВ с работой на сигнал при замыкании одной из фаз на землю. В этом случае устройства устанавливают на обслуживаемых персоналом подстанциях.
Вводные в подстанции и РВЛ 10 кВ оборудованы устройствами однократного автоматического повторного включения (АПВ), подающими напряжение при отключении ВЛ действием максимальной защиты. Пуск АПВ осуществляется при несоответствии отключенного положения выключателя и ранее поданной и зафиксированной командой на включение ключом управления или по цепям телеуправления. Однократность АПВ достигается наличием заряда конденсатов в цепи реле.
Сведения о числе случаев работы АПП по годам наблюдения приведены в табл. 2.
Здесь обозначено: ОВ — цикл: отключение-включение, то есть успешное действие АПВ- ОВО
— цикл: отключение-включение-отключение, то есть неуспешное его действие. Из табл. 2 следует, что успешное действие АПВ в среднем составляет 52%. Относительно низкий процент успешных включений объясняется главным образом несовершенством устройств АПВ.
Необходимо отметить, что находящиеся в эксплуатации устройства АПВ не позволяют определить факт самоликвидации причины, вызвавшей отключения линии. Это приводит к включе-
нию напряжения устройствами АПВ на неустра-нившееся КЗ или иное повреждение, в то время как повреждения могут быть неустойчивыми, то есть самоликвидирующимися. Этим и объясняется большое число неуспешных АПВ до 46% от общего числа, то есть таких отключений ВЛ защитой, когда из неуспешных АПВ напряжение на ВЛ не сохранялось.
В ряде случаев неуспешные действия АПВ объясняются вырабатыванием устройствами ресурса, отказами входящих в них элементов (конденсаторов, реле и др.).
Число устойчивых КЗ, когда действия устройств АПВ не подхватывает снятое с ВЛ напряжение при действии защиты, составляет 20−25% общего числа отключений, то есть 4,5 отключений на 100 км ВЛ в год. Это составляет около 85 случаев КЗ в год по сетям 6−10 кВ филиала МРСК Сибири в Кемеровской области.
Длительность перерывов электроснабжения определяется характером повреждения элементов сети и возможностями эксплуатационного персонала по поиску и ликвидации повреждений. Длительность аварийного простоя в среднем по всем ВЛ 6−10 кВ в 1-ый год наблюдения составила 18,2 ч, во 2-ой — 11,8 ч и в 3-ий — 13,8 ч на 100 км в год. Снижение удельной длительности аварийного простоя во 2-ой год, объясняется низкой грозовой дея-
120. 0
100,0
ео. о
60,0
40. 0
20.0 0,0
Ж
¦! ¦™.Г? ¦
и. > ¦ ¦ *
9, ¦ • ¦ - >
Г& quot- 4 " … А.. ¦ '- '- > ¦ ¦
и * ¦ > * ¦
10
15
отключения
20
25
30
Рис. 3. Поле корреляции и кривая регрессии между числом аварийных отключений ВЛ 6−10 кВ и уровнем их
нагрузки
тельностью за этот год.
Время аварийного простоя ВЛ 6−10 кВ в 70% случаев не превышает 3,5 ч, в 26% находится в пределах 3,5−6 ч и лишь 1% отключений вызывает простой свыше 24 часов. Аварийный недоотпуск ЭЭ составляет в среднем 250 кВт-ч за одно отключение. Количество аварийных отключений из-за отказов кабельных вставок в сетях 6−10 кВ на порядок ниже чем воздушных.
Была проанализирована зависимость числа отключений п от протяженности ВЛ 6−10 кВ Ь, км, (табл. 3). Поле корреляции этих случайных чисел приведено на рис. 2.
Расчеты показали, что уравнение регрессии имеет вид
п = 17,5 + 0,5 Ь, (2)
с коэффициентом корреляции 0,723. Эта достаточно тесная статистическая связь подтверждает очевидный факт увеличения числа аварийных от-
ключений ВЛ с ростом их длины.
На рис. 3 приведено поле корреляции зависимости числа отключений ВЛ 6−10 кВ от уровня их нагрузки, рассчитанной по соотношению (1). Уравнение регрессии:
п = 35,5 + 0,7 р. (3)
Здесь коэффициент корреляции составил 0,14, то есть нагрузка ВЛ 6−10 кВ практически не оказывает влияния на число аварийных отключений, которые, как было указано выше, определяется влиянием, в основном, погодными условиями.
Приведенные выше характеристики распределительных ВЛ напряжением 6−10 кВ могут служить основой для дальнейших исследований закономерностей их повреждаемости с целью разработки мер по повышению надежности и совершенствования технического обслуживания входящего в них оборудования.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. http: //www. kuzbassenergo-rsk. ru
? Авторы статьи:
Разгильдеев Геннадий Иннокентьевич -докт. техн. наук, проф. каф. электроснабжения горных и промышленных предприятий Куз-ГТУ Email: rgi 4417@ mail. ru
Ногин
Евгений Витальевич
— соиск. каф. «Электроснабжение горных и промышленных предприятий» КузГТУ. Тел. 8-З84−2-З9-бЗ-20
УДК 621.3. 017
Р. А. Храмцов, Р.Б. Наумкин
АНАЛИЗ НЕБАЛАНСОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 КВ И КРИТЕРИИ ИХ ОЦЕНКИ
В настоящее время все более важным становится выявление участков электрических сетей с высокой долей коммерческих потерь, величина которых в отдельных районах может превышать 50% в структуре отчетных потерь. В связи с этим возникает актуальность задачи проведения анализа небалансов электроэнергии по элементам распределительной сети 0,4. 10 кВ и выявления участков, где величина коммерческих потерь наиболее значима.
Баланс электроэнергии — это система показателей, характеризующая соответствие потребления электроэнергии в энергосистеме, расхода ее на собственные нужды и потерь в электрических сетях величине выработки электроэнергии в энергосистеме с учетом перетоков мощности из других энергосистем [1]. Данное определение можно применить и к участку распределительной сети. Получим, что баланс электроэнергии на участке сети определяется соотношением:
Ш =АШ + Ш Ш (1)
пс п пн по? У*'-
где Шпс — прием электроэнергии в сеть, ДШп -суммарные расчетные потери, Шпн — расход электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды, Шпо — полезный отпуск.
Суммарные расчетные потери электроэнергии можно определить по формуле:
АШ =АШ +АШ +АШ (2)
птппикп& gt- V'-
где ДШш — технические потери электроэнергии, ДШпи — потери, обусловленные нормативными инструментальными погрешностями измерения электроэнергии, ДШкп — коммерческие потери.
Структура баланса электрической энергии (ЭЭ) распределительной сети представлена на рис. 1.
Из формул (1)-(2) коммерческие потери определяются как
AW = W — W — W & gt-
л-1ЇУкп їупс їупн їупо
(З)

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой