Энергаз2
Аналитика - Оборудование и технологии

Комплексная автоматизация распределительных сетей с применением вакуумных реклоузеров РВА/TEL в филиале ОАО «Сетевая компания» Бугульминские электрические сети


16.09.10 11:07
В раздел Оборудование, в Аналитику В последнее время энергетика всей страны претерпевает значительные изменения. Если в 80-90 годы развитие электроэнергетической отрасли шло преимущественно по экстенсивному пути, то теперь этот путь приобретает все более выраженный интенсивный характер.

Мы входим в эру новых технологий и разработок. Не обошли данные изменения и энергетический комплекс республики Татарстан.
В 2009 году на базе филиала ОАО «Сетевая компания» Бугульминские электрические сети реализован проект комплексной автоматизации распределительной сети напряжением 10 кВ. Данный проект затрагивает ряд новаторских разработок в области построения интеллектуальных распределительных сетей с применением вакуумных аппаратов со встроенными микропроцессорными защитами и охватывает широкий спектр проблем характерных для распределительной сети в настоящее время.  
Всего в проекте на двух радиальных воздушных линиях электропередачи - фидера 2-07 от подстанции №2 «Байряка» и фидера 10-06 от под-станции №10 «Соколка» применили 7 реклоузеров РВА/TEL-10-12,5/630 производства «Таврида Электрик»: пять в качестве пунктов продольного секционирования (на рис. 1 обозначены как секционирующие выключатели), один как пункт автоматического ввода резерва (на рис. 1 обозначен как выключатель кольцующий) и один, как пункт плавки гололеда (на рис. 1 обозначен как выключатель короткого замыкания). Все оборудование проекта заведено в единую систему телемеханики.


Рис. 1. Схема расположения реклоузеров

d1.jpg

1.    Цели и задачи проекта.

03_3.jpgНа реализацию проекта нас подтолкнул целый ряд проблем, которые характерны для распределительных сетей, как Татарстана, так и России в целом. Это и низкий уровень надежности электроснабжения, и слабая автоматизация и управляемость сетей, и высокие эксплуатационные затраты и т.д. К сожалению, проблемы эксплуатации распределительных электрических сетей напряжением 6 - 10 кВ обычно не привлекают большого внимания. Поэтому применяемое в РЭС оборудование, зачастую, не отвечает современным требованиям, морально и физически устарело и уже не м-жет эффективно решать поставленные задачи. Дополнительные трудности создает неблагоприятное воздействие климатических факторов, например, гололедо-ветровые воздействия. Результатом является отказ оборудования и его разрушение, что приводит к нарушению основного технологического процесса РЭС - электроснабжения потребителей.
В период межсезонья, когда температуры колеблются от +2 до -6 0С, происходит отложение льда на провода линий электропередачи. Вес про-вода резко увеличивается, что приводит к излому опор и обрыву ЛЭП. Данная проблема связана с географическим положением Бугульминских электрических сетей – мы находимся на Бугульминско-Белебеевской возвышенности. Плавка гололеда производится ежегодно на тросах и проводах ВЛ-35-220 кВ. В сетях 6-10 кВ гололедные отложения сбрасываются с проводов путем механического воздействия, либо никакие меры не принимаются вообще.
При производстве переключений в распределительных сетях возни-кают ситуации производства ошибочных операций – это выключение разъединителя под «нагрузкой», включение заземляющих ножей под напряжение.
Затруднен либо невозможен контроль за перетоками (балансами) активной и реактивной составляющих электроэнергии, как между воздушными линиями 6-10 кВ в целом, так и на отдельных участках.
Данная ситуация приводит к значительным затратам Бугульминских электрических сетей, кроме того существует реальный риск предъявления административных и коммерческих санкций к энергоснабжающей организации за несогласованные отключения электроэнергии.

2.    Существующие решения.

В настоящее время технические решения перечисленных проблем в распределительных сетях 6-10 кВ  в России имеют узкоспециализированный характер, проблемы решаются по отдельности, но не в комплексе.
Секционирование воздушных линий электропередачи 6-10 кВ выполняется ручными разъединителями и не предусматривает АВР. В случае возникновения устойчивого короткого замыкания по причине повреждения оборудования (пробоя изоляции, обрывы, схлест проводов от ветровых и гололедных нагрузок), на любом участке линии  электропередачи в сетях 6-10 кВ происходит отключение всех потребителей фидера. Поиск и локализация повреждения производятся силами оперативно выездных бригад, путем последовательного ручного переключения линейных разъединителей (магистральных, узловых, абонентских и т.д.) и рутинным обходом-осмотром участков линий электропередачи и оборудования. При этом задействуется большое количество техники и персонала.
Дистанционное управление выключателями выполняется в лучшем случае по каналам радиосвязи, результатом чего является частичная либо полная потеря выключателей (выпадают из зоны приема). Кроме этого при полном погашении энергообъектов теряется сама возможность управле-ния.
Решение о плавке гололеда принимается только визуальным осмот-ром, а существующие системы СТГН имеют проблемы с передачей информации на АРМ диспетчера. Схемы для плавки гололеда в сети 6-10 кВ собираются полностью вручную, при этом тратится много времени.
Оперативные переключения с разъединителями не предусматривают возможность предупреждения ошибок совершаемых оперативным персоналом.
Диспетчер контролирует переключения, производимые в электроустановках только по сообщениям оперативного персонала.
Баланс электроэнергии выполняется персоналом РЭС вручную после непосредственного съема показаний систем учета установленных на значительных расстояниях друг от друга.

3.    Новые подходы к управлению сетями.

В качестве метода управления аварийными режимами в реализован-ном проекте принята децентрализованная система автоматического секционирования с применением вакуумных реклоузеров РВА/TEL-10-12,5/630. Каждый отдельный секционирующий аппарат является интеллектуальным устройством, которое анализирует режимы работы электрической сети и автоматически производит ее реконфигурацию в аварийных режимах, т.е. локализацию места повреждения и восстановление электроснабжения потребителей неповрежденных участков сети (рис. 2).


Рис. 2. Пример отключения места повреждения

d2.jpg

Преимуществами децентрализованного подхода являются отсутствие человеческого фактора. Отключение короткого замыкания и локализация повреждения происходит автоматически. Время восстановления питания на неповрежденных участках сети сокращается до секунд, как следствие, снижается риск ущерба нанесенного потребителям недоотпуском электрической энергии. Особенно это актуально в зимний период при низких температурах.
Для определения необходимости и контроля плавки гололеда установлены датчики весового контроля БДГ-1. Информация с датчиков поступает непосредственно в КП реклоузера по кабельному соединению и после обработки передается на АРМ диспетчера. При превышении критической величины по весу принимается решение о производстве плавки гололеда. Датчики находятся с обеих сторон от секционного выключателя на разных проводах (фазах).  Для производства плавки гололеда на ВЛ-10 кВ ф.2-07 применяется метод трехфазного замыкания выключателем коротко-го замыкания (ВКЗ). Напряжение на место КЗ подается с ПС «Байряки». Для того, чтобы при искусственном КЗ не отключались секционные выключатели фидера 2-07, через которые потечет ток КЗ и головной выключатель В-10 кВ ф.2-07 на ПС «Байряки», уставки релейной защиты на них дистанционно переводятся на 4 группу, а на ПС «Байряки» уставки изменяются персоналом службы РЗиА. Таким образом, при плавке гололеда подается напряжение на место КЗ, по проводам течет ток КЗ, который значительно больше тока нагрузки (350 А), провода нагреваются, и гололед плавится. Плавка организована только на фидере 2-07, так как только силовой трансформатор со стороны ПС 2 «Байряки» может дать ток более (350 А). При увеличении протяженности линии до 1 СВ фидера 10-06 ток короткого замыкания снижается до неприемлемой величины, при которой плавка невозможна. Таким образом, было выбрано место короткого замыкания возле ВК (АВР) (рис. 3).

Рис. 3. Схема плавки гололеда

d3.jpg

Для предотвращения ошибочного отключения магистрального разъединителя под нагрузкой нами был выведен сигнал от привода ПРГ-2Б УХЛ1 в шкаф управления реклоузером. В случае попытки оперативного воздействия на привод разъединителя реклоузер отключит нагрузку, и разъединитель не повредится. От электромагнитной блокировки мы отка-зались ввиду ненадежности катушек электромагнитного якоря в полевых условиях эксплуатации.
При включении заземляющих ножей (всего их два на разъединителе) сигнал передается на АРМ диспетчера. Сами заземляющие ножи имеют механическую блокировку с разъединителем.
В целях повышения управляемости РЭС, наглядности работы, организации сбора, обработки и отображения информации все оборудование комплексного проекта заведено в единую систему дистанционного управ-ления – SCADA Систел. Телемеханизация и диспетчеризация обеспечива-ют требуемый уровень надежности и эффективности эксплуатации основ-ного оборудования. Устройства телемеханики, смонтированные на ж/б опорах ВЛ-10 кВ, и технические средства АСДТУ, размещенные на диспетчерском пункте БЭС, функционируют в непрерывном режиме по схеме «24х7х365» (24 часа в сутки, 7 дней в неделю, круглогодично) с обеспечением постоянной доступности данных для пользователей. При этом ис-пользуются каналы GSM связи: операторы MTS, BEELINE.
Исходные данные для расчетов баланса сети 10 кВ выбираются из журнала телеизмерений SCADA Систел на АРМ диспетчера.

4.    Критерии выбора количества коммутационных аппаратов.

При выборе количества устанавливаемых секционных выключателей были приняты во внимание следующие факторы:
•    срок окупаемости;
•    оптимальное соотношение отключаемых мощностей потребителей на километр  отключаемого участка линии;
•    категорийность потребителя;
•    зоны уверенного приема операторов сотовой связи (с учетом роуминга).

5.    Логика защит секционирующих и кольцующего выключателей.

При междуфазном повреждении на ВЛ работает 1 группа защит выключателя от междуфазных КЗ. Защита действует на отключение секцион-ного выключателя ближайшего к месту повреждения со стороны питающей подстанции. После отключения данным секционным выключателем тока КЗ, работает автоматика на ВК (АВР - автоматическое включение резерва), которая чувствует пропадание напряжение с одной из сторон выключателя, и напряжение подается на место короткого замыкания со стороны другой ПС (при этом кольцующие разъединители нормально включены). Ток КЗ начинает течь со  стороны другой ВЛ  через кольцующий фидер.  Защиты в реклоузерах чувствуют изменение направления тока и запрограммированы на переключение уставок. При этом отключается близкий к месту КЗ выключатель со стороны резервной ПС. Таким обра-ом, можно легко определить участок с повреждением – он будет отключен с двух сторон реклоузерами. 
 При расчете уставок РЗА на реклоузерах, учитывая, что на питающих подстанциях стоят обычные электромеханические защиты, было принято решение на 1СВ фидеров 2-07, 10-06 ввести защиту отключения от пропадания напряжения на шинах подстанций. Вызвано это было тем фактом, что при пропадании напряжения на питающих подстанциях, например от погашения линий 35-110 кВ, включением АВР напряжение может быть подано на секцию шин 10 кВ погашенной подстанции.
Для проверки работоспособности системы были созданы условия для проведения опыта искусственного КЗ. Была составлена программа испытания, утвержденная службами БЭС. В ноябре 2009 года был проведен опыт искусственного КЗ между реклоузерами №3 и №4 со стороны ф.2-07. В результате чего отключился реклоузер №3. Сработало АВР на ВК, но так как искусственное КЗ продолжалось, то отключился реклоузер №4. В результате был локализован участок между реклоузерами №3 и №4 - то есть система работает правильно. Кроме этого, на АРМ диспетчера поступили сигналы об оперативном состоянии выключателей.

7. Итоги.

Опыт эксплуатации реклоузеров с 30 ноября 2009 года по текущий период показал основное достоинство данного реализованного проекта – это оперативность и безопасность работы в аварийной ситуации.
В результате проделанной работы:
- повысилась надежность электроснабжения потребителя.
- уменьшился недоотпуск потребителям.
- снизились эксплуатационные затраты на техническое обслуживание.
- повысился уровень безопасности при проведении оперативных переключений. 
Таким образом, основные вопросы в распределительной сети 6-10 кВ были решены. Но остались задачи, требующие дальнейшей проработки в рамках данного проекта:
1.    Реализовать определение расстояния до места междуфазного короткого замыкания от реклоузеров (с обеих сторон от места поврежде-ния).
2.    Реализовать защиту от однофазного замыкания на землю на сигнал. В реклоузере данная функция существует, но нижний порог чувствительности 1 А, что недостаточно для наших сетей.
3.    Реализовать дистанционную проверку и передачу сигнала отсутствия напряжения на линии до линейного разъединителя.
4.    Реализовать коммерческий учет без изменения габаритов коммутационного устройства. Реализован только технический учет.
Считаем, что массовое применение данного проекта – это уже не будущее, это свершившееся настоящее.


d4.jpgЧасовский А.В., зам. главного инженера по распределительным сетям БЭС,
Дубовик Ф.Г., главный инженер Ютазинского РЭС БЭС
(ОАО «Сетевая компания»)
1423233, Россия, РТ, г. Бугульма, ул. Тургенева, д. 29-а












О проекте Размещение рекламы на портале Баннеры и логотипы "Energyland.info"
Яндекс цитирования         Яндекс.Метрика