К системам электроснабжения сельскохозяйственного назначения (сельским электрическим сетям) относятся сети общего назначения, снабжающие электрической энергией сельскохозяйственные и другие потребители, расположенные в сельской местности.
Сельским электрическим сетям присущи основные свойства систем энергетики, и в этом случае подходы, разработанные в теории надежности систем энергетики, применимы для анализа и синтеза надежности сельских электрических сетей [1]. Однако ряд ее особенностей вызывает необходимость разработки специфических моделей и методов расчета и оптимизации надежности, адекватно отражающих процессы ее функционирования и развития (см. § 5.1).
Номенклатура показателей надежности, необходимых и достаточных для полной характеристики надежности электрической сети, обусловливается требованиями, предъявляемыми потребителями к надежности электроснабжения. Последние, в свою очередь, определяются характером последствий от перерывов электроснабжения [86]. В этом отношении сельскохозяйственные потребители условно могут быть разделены на три вида. Для потребителей, у которых доминирующее влияние на величину ущерба оказывает сам факт отказа (например, птицефабрики), основным показателем, характеризующим надежность их электроснабжения, служит частота отказов ω. Для потребителей, у которых ущерб резко возрастает по достижении некоторой, критической длительности простоя, показателем надежности является частота отказов со временем перерыва больше заданного, ω(ΤΒ>t3). И, наконец, для потребителей, у которых ущерб пропорционален длительности перерыва, за показатель надежности принята годовая продолжительность отключенного состояния 6. Для комплексной оценки надежности сельской электрической сети или ее самостоятельной части используется комплексный показатель-математическое ожидание годового недоотпуска электроэнергии ∆Э или его относительное значение ∆Э*.
В расчетах надежности используются показатели надежности элементов [4]: частота отказов ω, частота преднамеренных отключений μ, среднее время простоя после отказа Тв и после преднамеренного отключения Тп. Ориентировочные значения показателей надежности основных элементов сельских электрических сетей, используемые в дальнейших расчетах, приведены в табл. 531 [66].
Математическое ожидание годового недоотпуска электроэнергии по сети или ее технологически самостоятельной части определится как сумма математических ожиданий недоотпусков электроэнергии N потребителям, питающимся от этой сети:
Расчет надежности сетей соответствующих классов напряжений удобно производить раздельно с точки зрения как технологии выработки решений, так и выбора моделей и методов анализа надежности этих сетей.
Расчет надежности сети 35(110) кВ, представляющей собой сложную автоматизированную структуру, выполняется методами, изложенными выше [65]. Но применение таких методов при массовых расчетах затруднено необходимостью проводить большой объем вычислений. С целью снижения трудоемкости расчетов было проведено исследование влияния элементов сети 35(110) кВ на конечную надежность электроснабжения потребителя. Это влияние обусловлено как собственно надежностью элемента, так и его местом в системе.
Для этого были рассмотрены различные схемы сети 35(110) кВ в сочетании с различными способами резервирования питания потребителя по сети 10 кВ. Выражения для расчета надежности преобразовывались в полином, куда подставлялись минимальные, средние и максимальные значения показателей надежности элементов. Из членов полинома образовался ранжировочный ряд в порядке значимости показателей. Задаваясь допустимой погрешностью, выявлялись те члены ряда, которые не оказывали заметного влияния на надежность электроснабжения потребителя во всем диапазоне возможных изменений параметров элементов и схем сетей. В данном конкретном случае надежность ряда элементов была принята усредненной и были составлены упрощенные аналитические выражения для расчета показателей надежности в расчетных точках сети 35(110) кВ - на шинах 10 кВ понижающих подстанций 35(110)/10кВ [87]. Эти выражения были получены для ряда крупных регионов, характеризующихся средними условиями эксплуатации СЭС-СХ, и представлены в табл. 5.32.
Расчет показателей надежности сети 35(110) кВ выполняется двумя этапами: на первом этапе рассчитываются показатели надежности на шинах 10 кВ подстанций, на втором - определяется надежность для пар расчетных точек, от которых питаются взаимно резервирующие линии 10 кВ.
Алгоритм расчета надежности сети 35(110) кВ удобно проследить на примере.
Таблица 5.32
Рис. 5.21. Схема электрической сети 110кВ:
0 — участок ВЛ 110 В на двухцепных опорах (цифра в кружке - номер участка ВЛ 110 кВ; подчеркнутая цифра — длина участка, км)
Пример 5.14. Определить показатели надежности в расчетных точках схемы сети 110 кВ, фрагмент которой представлен на рис. 5.21: расчетная точка А (шины 10 кВ, 2-я секция, ПСГ); расчетная точка В (шины 10 кВ, ПС2), а также показатели, характеризующие одновременный простой пары расчетных точек А и В.
Решение.
А. Определение показателей надежности в расчетной точке А
- Составляется схема замещения (рис. 5.22).
- Производится расчет показателей надежности элементов, входящих в схему замещения (частоты отказов и времени восстановления).
Элемент 1 (отказ цепи 1 участка 1, а также участков 2, 3, 4 ВЛ 110 кВ)
Элемент 3 (одновременный отказ обеих цепей участка 1 ВЛ 110 кВ)
Элемент 4 (отказ двухтрансформаторной подстанции ПС1 110/10 кВ с питанием по двум ВЛ-110 кВ с двумя линейными выключателями) - по табл. 532 для случая ручного резервирования по сети 10 кВ от соседней ПС:
Рис. 5.22. Схема замещения относительно расчетной точки А
Рис. 5.23. Схема замещения относительно расчетной точки В
резервирование вручную от соседней ПС:
- Определяются показатели надежности в расчетной точке В:
В. Определение надежности пары расчетных точек А и В
Одновременное погашение нагрузки в расчетных точках наступит при отказе обеих цепей ВЛ 110 кВ участка 1. Тогда показатели надежности пары расчетных точек - это показатели элемента 3 по схеме замещения рис. 5.23:
В электрической сети 10 кВ практически любое междуфазное устойчивое повреждение приводит к погашению нагрузки, присоединенной к поврежденному участку линии 10 кВ. Поэтому расчет частоты отказов здесь не представляет особого труда. Иначе обстоит дело с расчетом времени восстановления. Это время определяется не только временем собственно ремонта отказавшего оборудования, но и длительностью выполнения оперативных переключений в сети, причем оно существенно зависит от конфигурации сети, системы организации оперативного обслуживания, оснащенности сети различными средствами управления.
Для анализа надежности сельской сети 10 кВ хорошо подходит модель процесса восстановления работоспособности линии 10 кВ [88], по которой имитируются действия оперативного персонала электросетевого предприятия при отказах и преднамеренных отключениях. В этой модели процесс восстановления разбивается на этапы, внутри которых действия оперативного персонала имеют общую цель и близки по характеру.
Первый этап - от момента отключения линии до начала поиска повреждения, длительностью TB.R. Он, в свою очередь, состоит из трех подэтапов, поскольку
(5.84)
где tинф - время от момента отключения линии до момента получения диспетчером информации об отключении; определяется по статистическим данным и зависит от наличия на подстанции, к которой подключена поврежденная линия, телесигнализации положения коммутационных аппаратов (в случае ее наличия tинф практически равно нулю); tож - время ожидания готовности оперативно-выездной бригады к выезду на линию; определяется занятостью ОВБ другими видами работ и зависит от размеров обслуживаемой территории, плотности расположения на ней электросетевых объектов, повреждаемости, качества дорог и других факторов. Оценка значений tож может быть получена с использованием аппарата теории массового обслуживания [65 и др.]; tп - затраты времени на переезд ОВБ от места ее нахождения на подстанцию, к которой присоединена отключившаяся линия, либо прямо на эту линию. Если переезд осуществляется от диспетчерского пункта, то
(5.85)
Рис. 5.24. Распределительная линия 10 кВ
Для определения времени Тв.п примем допущение, что оно определяется временем переездов ОВБ от аппарата к аппарату, а время выполнения самих коммутационных операций не учитывается. Тогда при повреждении i-го участка
(5.86)
где
- расстояние по трассе ВЛ между двумя соседними
коммутационными аппаратами; К - конечный коммутационный аппарат, которым оперирует ОВБ при поиске поврежденного i-го участка; те - логическая функция, принимающая значения: 2 - если линия 10 кВ не оснащена дистанционным управлением головным выключателем и на линейном разъединителе нет указателя поврежденного участка, 1 - в противном случае.
Смысл этой функции заключается в том, что при отсутствии указанных средств управления ОВБ совершает две ездки: одну от головного выключателя линии к разъединителю для его включения-отключения, другую - к головному выключателю для его пробного включения; при наличии средств управления ОВБ совершает лишь одну ездку.
Следует отметить, что при наличии на линии приборов, фиксирующих расстояние до места короткого замыкания, протяженность переездов ОВБ сокращается, так как операции с линейными разъединителями совершаются в зоне, указанной прибором.
Третий этап процесса восстановления работоспособности линии - локализация поврежденного участка. Его цель - отделение поврежденного участка от других участков линии, питание которых может быть восстановлено без ввода в работу поврежденного участка. Такое отделение выполняется отключением тех аппаратов, через которые напряжение может быть подано на поврежденный участок. Вернемся к рис. 5.24. По окончании второго этапа ОВБ находится либо на В1 (если отсутствует дистанционное управление ВГ), либо на РЛ4. Для локализации поврежденного участка 3 необходимо отключить В1, а затем отключить РЛ2.
В общем случае затраты времени на локализацию
(5.87)
где lni - протяженность маршрута переездов с целью отключения j-гo коммутационного аппарата; М(Kлi) - множество аппаратов, которые надо отключить для полного отсоединения i-гo участка от всех источников питания.
Целью четвертого этапа является восстановление электроснабжения потребителей тех участков линии, которые могут быть включены при выводе из схемы поврежденного участка, либо от основного, либо от резервного источника питания. Для линии на рис. 5.24 потребители П1 и П2 получат питание от ПС1, а потребители П4 и П5 - от ПС2 после включения нормально отключенного разъединителя на резервирующей перемычке РЛ6 и включения выключателя В2. В общем случае время восстановления питания
Третье слагаемое формулы (5.93) можно представить в виде
(5.96)
Определение показателей надежности электроснабжения потребителей выполняется применительно к схемам их присоединения к сети 0,38 кВ, которые можно свести [66] к трем типам (рис. 5.25).
Первая схема: потребитель питается от однотрансформаторной подстанции 10/0,4 кВ, подключенной к линии 10 кВ ответвлением или в рассечку. Схема замещения представляется в виде четырех последовательно соединенных элементов (рис. 5.25, а). Математическое ожидание годового недоотпуска электроэнергии для такого случая подсчитывается по формуле
Рис. 5.25. Варианты схем питания сельскохозяйственных потребителей:
а — схема одностороннего питания ТП 10/0,4 кВ; б - схема двустороннего питания с участками ВЛ 10 кВ в одной зоне автоматического выделения повреждения; в — схема независимого двустороннего питания
Средняя годовая продолжительность простоя потребителя из-за ненадежности сети 0,38 кВ (включая и ТП) определится по формуле
(5.81). Определение составляющих, учитывающих надежность сетей 35(110) и 10 кВ, описано выше.
(5.101)
где индексами 0,38 и ТП обозначены соответственно показатели надежности линии 0,38 кВ и ТП. Если потребитель питается по одной линии 0,38 кВ, то время Тп 0,38 равно времени восстановления линии 0,38 кВ, а
(5.102)
Оптимизация надежности применительно к сельским электрическим сетям заключается в выборе состава, объема, мест размещения и очередности ввода средств повышения надежности (СПН). Причем термин ’’средства” здесь понимается в широком смысле как устройства, способы, мероприятия (в том числе организационные), применение которых в электрических сетях позволяет изменить характеристики надежности сети и электроснабжения потребителей.
Оптимизация надежности может быть сведена к трем задачам:
Во всех трех задачах оптимизации под надежностью Н понимается численное значение принятых показателей, характеризующих надежность. Ресурс задается в виде физического объема СПН либо капиталовложений (приведенных затрат) в СПН. В качестве объекта оптимизации обычно выступает линия электропередачи, что обусловлено как размерностью задачи, так и взаимным влиянием СПН, устанавливаемых на линии [89].
Принятое в качестве показателя надежности сети математическое ожидание годового недоотпуска электроэнергии в общем случае рассчитывается как произведение трех параметров - частоты отказов, времени восстановления и значения отключаемой нагрузки. Снижение недоотпуска может быть достигнуто за счет применения СПН, воздействующих на один, два или все три параметра одновременно, причем эти воздействия приводят к дискретному изменению параметров сети. Поэтому получить аналитическую зависимость показателя надежности от дискретного изменения параметров управления в общем случае невозможно.
Рассмотрим решение этой задачи на примере воздушной нерезервированной линии 10 кВ с глухим присоединением к ней ТП (рис. 5.26). Зададимся набором СПН - коммутационными аппаратами (КА), устанавливаемыми в отмеченных на рис. 5.26 точках.
Рис. 5.26. Воздушная нерезервированная линия 10 кВ с глухим присоединением ТП
Формализация решения всех трех оптимизационных задач может быть осуществлена с помощью структурно-логической матрицы [90]. При этом принимаются следующие допущения: последствия от отказов в электроснабжении для всех потребителей одинаковы и пропорциональны недоотпуску электроэнергии (данное предположение условно и принято для облегчения изложения подхода к выбору методов оптимизации; реализованные алгоритмы оптимизации учитывают разные последствия отказов потребителей);
частота отказов участка линии прямо пропорциональна его длине;
время восстановления питания нагрузки зависит только от наличия или отсутствия на линии КА, позволяющих отключить поврежденный участок и подать питание на нагрузку. Таким образом, в данном (частном) случае рассматривается только одна переменная управления - время восстановления питания, принимающая значения: Тр - среднее время ремонта поврежденного участка; Тпер - среднее время оперативных переключений, выполняемых силами ОВБ; Та - среднее время автоматических переключений (для сельских сетей принимается равным нулю). При этом Тр > Тпер > Та.
На этой основе формируется структурно-логическая матрица, которая на линии, показанной на рис. 5.26, принимает вид, представленный в табл. 533.
Таблица 5.33
Решение таких задач дискретной оптимизации возможно с использованием классических подходов: методами отсечения, комбинаторными методами (ветвей и границ, динамического программирования) и др. Однако применение этих методов наталкивается на принципиальные вычислительные трудности, связанные с проблемами нелинейности, многомерности. Некоторые из этих методов вообще не позволяют решать задачу оптимизации для неоднородных средств СПН.
Для этой цели успешно применяются приближенные эвристические методы дискретной оптимизации, широко используемые в энергетике. К таким относится метод нормированных функций, который базируется на сочетании формальных и эвристических процедур [90].
Рис. 5.27. Общая структурная схема выбора объема и размещения неоднородных СПН
В алгоритмах, основанных на этом методе, указанные проблемы нелинейности и многомерности не вступают в противоречие; они позволяют получать решения, близкие к оптимальным, за малое число шагов; такие алгоритмы не требуют аналитического задания целевых функций и ограничений: важно, что имелась возможность вычислять их приращения.
Для задач выбора объема и размещения неоднородных СПН общая схема решения, использующая метод нормированных функций, приведена на рис. 5.27. В качестве СПН рассмотрены линейные разъединители и секционирующие выключатели 10 кВ (множество переменных К' и К" соответствуют местам возможного их размещения). Выполнение пп. 1 и 6 алгоритма определяются суммарные приведенные затраты
Рис. 5.28. Схема распределительной линии 10 кВ
Таблица 535
от независимого источника питания и двукратное АПВ на головном выключателе. Суммарная длина линии L = 14,6 км, расчетная нагрузка Р = 1500 кВт.
Решение. Результаты выбора оптимального объема, состава и мест размещения СПН, выполненные с использованием методов расчета и оптимизации, изложенных выше, приведены в табл. 5.35.
