Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Моделирование элементов сети 35 kb в фазных координатах 16
1.1. Моделирование воздушных линий 17
1.2. Моделирование нагрузок на выходе потребительского трансформатора 35/0,4 кВ 21
1.3. Моделирование фильтра напряжений обратной последовательности. 22
1.4. Моделирование фильтра напряжения нулевой последовательности... 25
1.5. Моделирование коротких замыканий в воздушной линии 26
1.6. Моделирование обрывов в воздушной линии 28
1.7. Моделирование одновременных коротких замыканий и обрывов в воздушной линии 28
1.8. Моделирование разветвлений 30
1.9. Моделирование трансформаторов 33
1.9.1. Матрица сопротивлений обмоток трехфазного двухобмоточного трансформатора 33
1.9.2 Матрица сопротивлений трехфазного трехобмоточного трансформатора 37
1.9.3. Моделирование трансформатора со схемой соединения обмоток «звезда с нулем — треугольник» 40
1.9.3.1. Моделирование трансформатора со схемой соединения обмоток «звезда с нулем — треугольник» при использовании обратной матрицы 40
1.9.3.2. Аналитическая модель трансформатора со схемой соединения обмоток «звезда с нулем - треугольник» 44
1.9.4. Моделирование потребительского трансформатора 35/0,4 кВ со схемой соединения обмоток «звезда - звезда с нулем» 47
1.10. Расчет аварийных несимметричных режимов сети 35 кВ на основе матрицы узловых проводимостей методом «матрицы Z» 49
1.11. Выводы по главе 1 49
ГЛАВА 2. Исследование аварийных несимметричных режимов сети 35 кв с питающим двухобмоточным трансформатором
2.1. Расчетная модель сети с двухобмоточным питающим трансформатором 51
2.2. Влияние параметров воздушной линии 56
2.2.1. Влияние геометрии расположения фазных проводов воздушной линии 56
2.2.2.Влияние сечения фазных проводов воздушной линии 58
2.2.3. Влияние взаимных индуктивных сопротивлений, собственных и взаимных емкостных проводимостей фаз воздушной линии 60
2.2.3.1. Учет взаимных индуктивных сопротивлений фаз воздушной линии 60
2.2.3.2. Учет собственных и взаимных емкостных проводимостей фаз воздушной линии 62
2.3. Влияние мощности питающего и потребительского трансформаторов
2.4. Влияние нагрузки на выходе потребительского трансформатора 65
2.4.1.Влияние мощности нагрузки 65
2.4.2. Влияние тангенса угла нагрузки 68
2.4.3. Влияние несимметрии нагрузки по фазам на выходе потребительского трансформатора 2.5. Влияние переходного сопротивления в местах замыканий на землю и в местах коротких замыканий фаз воздушной линии 72
2.6. Влияние статических характеристик нагрузки на выходе потребительского трансформатора 2.6.1. Симметричный режим 76
2.6.2. Несимметричный режим
2.7. Влияние разветвлений в сети 35 кВ 80
2.8. Влияние сопротивления питающей прилегающей энергосистемы 82
2.9. Критерии определения вида аварийных несимметричных режимов сети 35 кВ с двухобмоточным питающим трансформатором
2.9.1. Табличные критерии определения вида аварийных несимметричных режимов сети 35 кВ 89
2.9.2. Критерии определения вида аварийных несимметричных режимов в сети 35 кВ по интервалам 91
2.10. Определение места аварийных несимметричных режимов в сети 35 кВ
с двухобмоточным питающим трансформатором
2.11. Выводы по главе 2 102
ГЛАВА 3. Исследование аварийных несимметричных режимов сети 35 кв с питающим трехобмоточным трансформатором 105
3.1. Расчетная модель сети 35 кВ с трехобмоточным питающим трансформатором 105
3.2. Матрицы передачи и методика расчета аварийных несимметричных режимов сети 35 кВ 106
3.3. Влияние места возникновения аварийных несимметричных в сети 35 кВ 112
3.4. Влияние нагрузки в сети 10 кВ на аварийные несимметричные режимы в сети 35 кВ 117
3.5. Критерии определения вида аварийных несимметричных режимов в сети 35 кВ с трехобмоточным питающим трансформатором по интервалам 121
3.6. Определение места аварийных несимметричных режимов в сети 35 кВ
с трехобмоточным питающим трансформатором 128
3.7. Выводы по главе 3 133
ГЛАВА 4. Эффективность методики обнаружения вида и места аварийных несимметричных режимов в сети кв 135
4.1. Методика определения вида и места аварийных несимметричных режимов в сети 35 кВ 135
4.2. Экономическая эффективность разработанной методики определения вида и места аварийных несимметричных режимов в сети 35 кВ 137
4.3. Экспериментальное исследование аварийных несимметричных режимов на лабораторно-исследовательском стенде 145
4.4. Выводы по главе 4 150
Заключение 152
Список литературы
- Моделирование обрывов в воздушной линии
- Влияние геометрии расположения фазных проводов воздушной линии
- Матрицы передачи и методика расчета аварийных несимметричных режимов сети 35 кВ
- Экономическая эффективность разработанной методики определения вида и места аварийных несимметричных режимов в сети 35 кВ
Введение к работе
Актуальность работы. Повышение эффективности работы распределительных электрических сетей является одной из приоритетных задач электроэнергетики и в частности развития электрических сетей АПК. Распределительные сети являются самыми многочисленными и распределенными на больших территориях. Поэтому сокращение времени обнаружения и устранения аварийных несимметричных режимов (АНР) повышает надежность работы этих сетей. Важной составляющей этого процесса является разработка методов расчета и критериев обнаружения вида и места возникшего АНР, чему и посвящена данная работа.
Ранее для расчета АНР применялся метод трех симметричных составляющих. Однако этот метод справедлив только для трехфазных симметричных сетей, а при расчете сложных АНР очень громоздок. В связи с развитием вьшислительной техники в последнее время для расчетов применяется метод фазных координат (ФК), позволяющий рассчитывать сложные АНР в сетях с любым числом фаз. При этом токи и напряжения рассчитываются сразу в реальных величинах. В основном для расчетов используется матрица узловых проводимостей и узловые уравнения. В высоковольтных сетях напряжением 110 кВ и выше этот метод стал основным. В распределительных сетях метод ФК стал применяться сравнительно недавно. Исследования по применению метода ФК выполнены учеными: Ульяновым С.А., Мельниковым Н.А., Лосевым СБ., Черниным А.Б., Федосеевым A.M., Фабрикантом В.Л., Аржанниковым Е.А., Гусейновым A.M., Берманом А.П., Косоуховым Ф.Д. Разработке методики расчета АНР в распределительных сетях методом ФК посвящены работы ученых Костромской ГСХА: Солдатова В.А., Попова Н.М., Олина Д.М., Баранова А.А. Данная работа является продолжением этих исследований.
Ввиду последовательного включения элементов сети 35 кВ стало возможным получение эквивалентных матриц передачи и новых аналитических выражений для определения токов и напряжений на входе и выходе трансформаторов и вдоль длины линии.
В высоковольтных сетях напряжением 220 кВ и более для определения места повреждения (ОМП) применяются современные устройства, использующие токи и напряжения в ФК. В распределительных сетях такие средства и устройства используются недостаточно. Для эффективности обнаружения вида и места АНР необходимо использовать и сочетать как современные методы расчета, так и современные средства обнаружения. В данной работе эта задача решалась для сетей 35 кВ с помощью разработки методики и программы расчета АНР в ФК, а также разработки критериев определения вида и места их возникновения. При исследованиях использованы соответствующие положения теории электрических цепей.
Целью работы является разработка методики расчета и критериев обнаружения вида и места АНР в сети 35 кВ на основе применения современных методов вычисления и измерительных устройств.
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
1. Разработать расчетную модель сети 35 кВ и программу расчета в фазных координатах, включающую в себя модели всех устройств: питающий двухобмоточный трансформатор 110/35 кВ со схемой соединения обмоток «звезда с нулем-треугольник» или трехобмоточный трансформатор со схемой соединения обмоток «звезда с нулем-треугольник-треугольник» 110/35/10 кВ; потребительский трансформатор 35/0,4 кВ со схемой соединения обмоток «звезда - звезда с нулем»; измерительный трансформатор 35/0,1 кВ; участки линии электропередачи; нагрузку на шинах 0,4 кВ; фильтры
напряжения обратной (ФНОП) и нулевой (ФНОП) последовательности, блок несимметрии, питающую прилегающую электрическую сеть, разветвления.
2. Получить аналитическую модель трансформатора «звезда с нулем -
треугольник», позволяющую при расчете его матрицы передачи не использовать
компьютерные программы по обращению комплексных матриц, а также аналитическую
модель сети 35 кВ с питающим трехобмоточным трансформатором и соединением
трехфазной сети 110/35 кВ и четырехпроводной сети 0,38 кВ.
-
Установить количественные взаимосвязи между параметрами всех устройств сети 35 кВ и параметрами различных АНР.
-
Разработать критерии, позволяющие судить о виде и месте произошедшего АНР в сети 35 кВ.
5. Провести экспериментальные исследования АНР, для чего разработать
лабораторно-исследовательский стенд сети 35 кВ. Оценить технико-экономическую
эффективность предлагаемой методики определения вида и места АНР.
Объект исследования. Объектом исследования в настоящей работе является электрическая сеть напряжением 35 кВ с изолированной нейтралью и ее АНР.
Предмет исследования. Предметом исследования являются модели, методы расчетов и критерии определения вида и места повреждения электрической сети 35 кВ по параметрам АНР.
Методы исследования. В процессе исследований использовались методы математического и компьютерного моделирования электрической сети 35 кВ на основе метода фазных координат, математические методы с использованием матричной теории электрических сетей и теории интерполяционных полиномов, экспериментальные исследования на лабораторно-исследовательском стенде, методы определения технико-экономической эффективности работы линий.
Научная новизна работы.
-
Разработана расчетная модель и программа расчета на ЭВМ, позволяющие учитывать все параметры сети 35 кВ и рассчитывать любые виды АНР в фазных координатах с двухобмоточным и трехобмоточным питающим трансформатором.
-
Получены аналитические выражения для: матрицы сопротивлений обмоток трехфазного трехобмоточного трансформатора; матрицы передачи трансформатора «звезда с нулем - треугольник»; напряжений и токов во всех точках сети 35 кВ при любых видах АНР.
-
Установлены количественные зависимости между параметрами АНР и параметрами всех устройств сети 35 кВ: линии, трансформаторов, нагрузки, разветвления линии, сопротивления питающей прилегающей энергосистемы, переходного сопротивления в месте повреждения, для которого обоснованы для применения два значения: при металлическом замыкании - 0,1 Ом и при замыкании через переходное сопротивление - 750 Ом.
-
Показано, что при трехобмоточном питающем трансформаторе место возникновения повреждения в сети 35 кВ сильно влияет на АНР, а нагрузка в сети 10 кВ практически не влияет на АНР. Это позволяет рассчитывать АНР в сети 35 кВ без учета нагрузки в сети 10 кВ.
5. Разработаны интервальные критерии определения вида АНР сети 35 кВ по
отношениям напряжений поврежденных фаз к напряжениям неповрежденных фаз, а
также методика обнаружения места различных АНР, использующая интерполяционные
многочлены графиков изменения этих отношений напряжений в зависимости от
расстояния до точки повреждения.
Практическая ценность работы.
1. Выявлено влияние на АНР параметров всех устройств сети 35 кВ в виде
отклонений значений напряжений и токов при изменении этих параметров.
2. Разработаны критерии определения вида и места аварийного
несимметричного режима сети 35 кВ с питающим двухобмоточным и трехобмоточным
трансформатором.
-
На основе проведенных исследований разработана методика и программа расчета на ЭВМ любых видов АНР сети 35 кВ с определением вида и места возникшего АНР с достаточной для практического применения точностью.
-
Разработан лабораторно-исследовательский стенд, позволяющий проводить исследования различных АНР сетей 6-35 кВ.
-
Дана оценка технико-экономической эффективности предложенной методики определения вида и места АНР в сети 35 кВ.
Реализация результатов исследований. Основные результаты диссертации и программа расчета на ЭВМ внедрены в филиале ОАО «МРСК Центра» -«Костромаэнерго», что подтверждено соответствующим актом. Результаты диссертации используются также в учебном процессе кафедры информационных технологий в электроэнергетике Костромской ГСХА, что подтверждено справкой.
Основные положения, выносимые на защиту:
1. Методика расчета АНР сети 35 кВ в фазных координатах, отличающаяся
использованием полученных аналитических выражений для матриц передачи
трансформаторов и эквивалентных матриц передачи сети 35 кВ с двухобмоточным и
трехобмоточным питающим трансформатором.
2. Аналитическая модель трансформатора «звезда с нулем - треугольник».
3. Расчетные модели сети 35 кВ с двухобмоточным и трехобмоточным
питающим трансформатором.
-
Результаты исследования аварийных несимметричных режимов сети 35 кВ при различных параметрах ее элементов с оценкой степени влияния переходного сопротивления в месте повреждения, параметров питающего и потребительского трансформаторов, параметров линии (геометрия расположения фаз, сечение проводов, собственные и взаимные индуктивные сопротивления и емкостные проводимости), мощности и тангенса угла нагрузки, статических характеристик нагрузки, сопротивления питающей прилегающей энергосистемы, разветвлений линии, места повреждения, нагрузки в сети 10 кВ при трехобмоточном питающем трансформаторе.
-
Критерии определения вида и места возникшего АНР в сети 35 кВ с использованием табличных значений напряжений и интервальных значений отношений напряжений поврежденных фаз к напряжениям неповрежденных фаз с их интерполяционными зависимостями.
Достоверность исследований обусловлена применением строгих математических преобразований с использованием матричной теории электрических сетей, а также проведенными экспериментами на лабораторной модели сети 35 кВ, состоящей из трансформатора, двух участков линии, фильтров напряжения, нагрузки, собственных и взаимных емкостей фаз, блока несимметрии.
Апробация работы. Основные положения работы докладывались и обсуждались на ежегодных международных научно-практических конференциях ФГБОУ ВПО Костромской ГСХА в 2010, 2011, 2012, 2013 годах, а также на международной научно-практической конференции «Энергетика предприятий АПК и сельских территорий: состояние, проблемы и пути решения» Санкт-Петербургского государственного аграрного университета в 2012 году.
Публикации. По материалам диссертации опубликовано 20 научных печатных работ, в том числе 4 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Структура диссертации и ее объем. Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов по каждой главе, заключения, списка литературы и приложений. Общий объем составляет 208 страниц, в том числе 161 страницы основного текста, 43 рисунка, 17 таблиц, списка литературы из 130 наименований.
Моделирование обрывов в воздушной линии
При моделировании обрывов обрыв /-й фазы можно задать большим продольным сопротивлением Zo6i, например Zo6i = 10 Ом, которое располагается на диагонали матрицы обрывов [43, 44, 46]. Линия 35 кВ является 3-х фазной. Приведем примеры моделирования обрывов фаз с помощью матрицы [Zo6p]. Например, при обрыве фазы А: При обрыве нескольких фаз, проставляются соответствующие диагональные сопротивления.
Обобщенные параметры матрицы передачи обрывов будут определяться как для схемы с продольными сопротивлениями: Аобр = Е; Бобр = Zo6p; Собр = 0; Do6p = Е. (1.20)
Одновременные короткие замыкания и обрывы можно моделировать математическим блоком несимметрии. В нем можно задавать обрывы продольными сопротивлениями фаз, а также замыкания на землю и короткие замыкания - поперечными проводимостями на землю и между фазами.
В общем виде блок несимметрии можно моделировать «П»-образной схемой, представленной на рисунке 1.5 [43,44,46,68]. Zo6p
Сопротивлениями Zo6p можно моделировать обрыв фазы (Z{ Ф О) или нескольких фаз. Например, можно задать Zo6p = Ю6Ом. Проводимостями Укгі (замыкание до обрыва) и 7KZ2 (замыкание после обрыва) можно моделировать замыкания на землю (Yfo{i ФО) И к.з. между фазами {YkztJ ФО).
При этом, подбирая значения Y{j, можно моделировать замыкание на землю, а также металлические короткие замыкания или замыкания через переходное сопротивление (І?ПЕР) Для «П»-образной схемы, состоящей из сосредоточенных элементов, матрица передачи известна [4]. Для схемы на рисунке 1.5 с учетом (1.19) и (1.20) матрица передачи будет иметь вид:
Фидеры 35 кВ могут эксплуатироваться с разветвлениями. Поэтому необходимо уметь их моделировать в фазных координатах, как это сделано в [29, 55]. Получим модель разветвления (или отпайки). Преобразованная модель сети 35 кВ с разветвлением представлена на рисунке 1.6.
Представим данную схему сети с разветвлением с помощью матриц передачи, как показано на рисунке 1.7. При этом разветвление учтем в виде линии, нагрузочного трансформатора и нагрузки.
Далее по известным Uk можно найти напряжения и токи во всех точках схемы. Таким образом, полученные выражения (1.22) - (1.27) позволяют рассчитать напряжения и токи во всех точках фидера с учетом разветвлений. 1.9. Моделирование трансформаторов
Для расчета АНР электрических сетей в фазных координатах необходимо иметь модель трансформатора. Основные модели описаны в [6, 10, 29, 32, 33, 41, 48, 51, 52, 53, 54, 122]. В данном разделе представлена матрица сопротивлений трехфазных двухобмоточных трансформаторов, получена матрица сопротивлений трехфазных трехобмоточных трансформаторов, получена модель трансформатора со схемой соединения обмоток «звезда с нулем - треугольник» при использовании обратной матрицы и аналитическая модель, представлена модель силового трансформатора со схемой соединения обмоток «звезда - звезда с нулем.
Для низковольтных сетей все обмотки трансформатора размещают в одном баке, а для высоковольтных сетей обмотки размещают попарно в трех баках. Для этого случая обмотки имеют связь, как показано на рисунке 1.8., и матрица собственных (Zci, Zci) и взаимных iZbii) сопротивлений обмоток всего трансформатора (ZV) блочно - диагональная: c ZT 2 r Результаты вычисления сопротивлений по (1.39) и (1.40) полностью совпадают. Подставляя (1.39) в (1.28), получим матрицу сопротивлений. После этого можно вычислить матрицу узловых проводимостей (Уут) трансформатора, используя матрицу инциденции (М), которая учитывает схему соединений узлов и обмоток трансформатора.
По представленной методике (1.28-1.43) могут быть рассчитаны сопротивления обмоток двухобмоточных трансформаторов с любой схемой соединения обмоток «звезда - звезда», «звезда - треугольник» и т.д.
В разделе 1.9.1 представлена методика расчета матрицы сопротивлений обмоток двухобмоточного трансформатора. Однако в сетях 35 кВ часто применяются трехобмоточные трансформаторы. Для расчетов АНР электрических. сетей необходимо знать матрицу сопротивлений обмоток трансформатора (ZV), по которой определяется матрица узловых проводимостей [3, 4, 6].
Найдем матрицу сопротивлений трехобмоточного трансформатора (ZV), согласно [71]. Для этого используем две схемы: электрическую смеху замещения (рисунок 1.10) и электромагнитную схему замещения (рисунок 1.11) одной фазы трансформатора. Полный вывод формул представлен в Приложении А.
Влияние геометрии расположения фазных проводов воздушной линии
Расчеты АНР в распределительных сетях часто ведутся упрощенно -без учета взаимных индуктивных сопротивлений или собственных и взаимных емкостных проводимостей.
Представляет интерес исследовать погрешности, возникающие при этих упрощениях. Это можно сделать при расчете методом фазных координат [72].
Схема замещения трехфазной линии электропередачи представлена на рисунке 1.1. На указанном рисунке обозначено: R11, R22, R33 - собственные активные сопротивления фаз; XII, Х22, ХЗЗ - собственные индуктивные сопротивления фаз; Х12, Х13, Х23 - взаимные индуктивные сопротивления фаз; Gil, G22, G33 - собственные активные проводимости фаз; ВИ, В22, ВЗЗ - собственные емкостные проводимости фаз; В12, ВІЗ, В23 - взаимные емкостные проводимости фаз. При неучете взаимных индуктивных сопротивлений обнулялись взаимные сопротивления XI2, XIЗ, Х23. При неучете емкостей обнулялись собственные ВИ, В22, ВЗЗ и взаимные В12, ВІЗ, В23 проводимости. Так как в сетях 35 кВ корона практически отсутствует, то активными проводимостями Gil, G22, G33 можно пренебречь.
Для исследования использована расчетная модель, представленная на рисунке 2.1. Расчеты велись при длине линии L=20 км, переходном сопротивлении в месте несимметрии І?ПЕР=0,1 Ом, а также при несимметрии в начале, середине, конце линии. Рассчитывались режимы, указанные в разделе 2.1. Пример расчета при несимметрии в конце линии представлен в Приложении В (таблицы В.1-В.З.) В таблицах В.1-В.З обозначено: Ual, Ubl, Ucl - напряжения фаз А, В, С с учетом всех параметров; 1а 1, Ibl, Icl - токи фаз А, В, С с учетом всех параметров; ифнопі, ифннпі -напряжения на фильтрах обратной и нулевой последовательностей с учетом всех параметров; Ua2, Ub2, Uc2 - напряжения фаз А, В, С без учета взаимных индуктивных сопротивлений; 1а2, 1Ь2, 1с2 - токи фаз А, В, С без учета взаимных индуктивных сопротивлений; ифноп2, ифннп2 - напряжения на фильтрах обратной и нулевой последовательностей без учета взаимных индуктивных сопротивлений.
Для удобства анализа были рассчитаны отклонения напряжений и токов при учете и неучете взаимных индуктивных сопротивлений. Отклонения вычислены по формуле: А\ — А1 dA= 100%, А\ где А1 — соответствующий параметр (U или I) с учетом всех параметров; А2 - соответствующий параметр (U или I) без взаимных индуктивных сопротивлений. Примеры результатов расчета отклонений при несимметрии в конце представлены в Приложении В (таблицы В.4-В.6).
При анализе таблиц В.1-В.6 получены следующие результаты: Нормальный режим. Отклонение всех напряжений и токов незначительно. Замыкание фазы А на землю. Отклонение напряжения фазы А большое -77%, однако абсолютное значение самого напряжения незначительное - 193 В и 343 В соответственно при учете и неучете взаимного индуктивного сопротивления. Отклонение токов небольшое — около 0,3%. Короткое замыкание фазА-В. Отклонение напряжения составляет до 23%, токов - до 25%, отклонение напряжения на ФНОП около 24%. Короткое замыкание фаз А-В-С. Отклонение напряжения в фазах А-В-С около 30%, токов - около 25%, напряжений на ФНОП 17,8% и на ФННП -свыше 22%.
Обрыв фазы А. Незначительное отклонение напряжений и токов. Замыкание на землю и обрыв (разы А .Незначительное отклонение напряжений и токов. Обрыв и замыкание на землю фазы А. Незначительное отклонение напряжений и токов. Двойное замыкание на землю фаз А-В. Отклонение напряжения в фазах А и В до 28%, токов - около - 25%, напряжений на ФНОП - около 24%. Пример расчета при несимметрии в конце представлен в Приложении В (таблицы В.7-В.9). В таблицах В.7-В.9 обозначено: Ual, Ubl, Ucl - напряжения фаз А, В, С с учетом всех параметров; Ial, Ibl, Icl - токи фаз А, В, С с учетом всех параметров; ифнопі, ифннпі -напряжения на фильтрах обратной и нулевой последовательностей с учетом всех параметров; Ua2, Ub2, Uc2 - напряжения фаз А, В, С без учета собственных и взаимных емкостных проводимостей; 1а2, 1Ь2, 1с2 - токи фаз А, В, С без учета собственных и взаимных емкостных проводимостей; ифноп2, ифннп2 - напряжения на фильтрах обратной и нулевой последовательностей без учета собственных и взаимных емкостных проводимостей.
Для удобства анализа были рассчитаны отклонения напряжений и токов аналогично разделу 2.2.3.1. при учете и неучете собственных и взаимных емкостных проводимостей. Примеры результатов расчета отклонений при несимметрии в конце представлены в Приложении В (таблицы В. 1 О-В. 12).
Матрицы передачи и методика расчета аварийных несимметричных режимов сети 35 кВ
Во второй главе были исследованы АНР сети 35 кВ с питающим двухобмоточным трансформатором. Однако наиболее часто фидеры 35 кВ работают с трехобмоточным питающим трансформатором со схемой соединения обмоток «звезда с нулем - треугольник - треугольник». При этом обычно одна выходная обмотка питает фидер 35 кВ, а вторая выходная обмотка питает фидер 10 кВ.
Представляет интерес провести исследования АНР сети 35 кВ с питающим трехобмоточным трансформатором [71, 85, 86, 87].
Данная модель включает в себя: питающий трехобмоточный трансформатор в начале фидера 110/35/10 со схемой соединения обмоток «звезда с нулем - треугольник - треугольник»; первый участок линии 35 кВ; блок несимметрии в линии 35 кВ; второй участок линии 35 кВ; потребительский трансформатор в конце линии 35 кВ со схемой соединения обмоток «звезда - звезда с нулем»; нагрузку в линии 35 кВ; первый участок линии 10 кВ; блок несимметрии в линии 10 кВ; второй участок линии 10 кВ; потребительский трансформатор в конце линии 10 кВ со схемой соединения обмоток «звезда - звезда с нулем»; нагрузку в линии 10 кВ.
По представленной модели можно рассчитывать АНР не только сети 35 кВ, но и сети 10 кВ, а также сложные АНР, происходящие сразу в сети 35 кВ и в сети 10 кВ.
Расчетная модель сети 35 кВ и сети 10 кВ с питающим трехобмоточным трансформатором На этом рисунке обозначено: 1 - питающий трехобмоточный трансформатор со схемой соединения обмоток «звезда с нулем — треугольник — треугольник»; 2 - матрицы передачи всех устройств, включенных между выходом 35 кВ питающего трансформатора и входом потребительского трансформатора 35 кВ (участки линий, блок несимметрии, фильтры, продольные и поперечные реакторы, продольные и поперечные емкости); 106 - потребительский трансформатор 35 кВ со схемой соединения обмоток «звезда - звезда с нулем»; 4 - матрица передачи всех устройств, включенных между выходом потребительского трансформатора 35 кВ и нагрузкой (участки линий, нагрузка и другие устройства); 5 - матрицы передачи всех устройств, включенных между выходом 10 кВ питающего трансформатора и входом потребительского трансформатора 10 кВ (участки линий, блок несимметрии, фильтры, продольные и поперечные реакторы, продольные и поперечные емкости); 6 - потребительский трансформатор 10 кВ со схемой соединения обмоток «звезда - звезда с нулем»; 7 - матрица передачи всех устройств, включенных между выходом потребительского трансформатора 10 кВ и нагрузкой (участки линий, нагрузка и другие устройства). Методика расчета матрицы сопротивлений обмоток и матрицы узловых проводимостей трехобмоточного трансформатора представлена в [71, 85] и в разделе 1.9.2. Будем считать, что для трехобмоточного трансформатора получена матрица узловых проводимостей, которая связывает: токи входа (1н), токи выхода 35 кВ (1от2), токи выхода 10 кВ (ІотЗ) с соответствующими напряжениями (UH), (Uoml), (Uom3).
В работах [72, 73, 74, 76, 77, 78, 79, 80] и в главе 2 был произведен расчет и анализ АНР сети 35 кВ в зависимости от различных параметров. В указанных работах в качестве питающего был выбран двухобмоточный трансформатор. Представляет интерес провести исследование влияния места возникновения повреждения в линии 35 кВ на АНР сети 35 кВ с питающим трехобмоточным трансформатором [86].
Исследования проводились согласно расчетной модели сети, показанной на рисунке 3.2. Исследовались следующие виды АНР: замыкание фазы А на землю, двухфазное и трехфазное короткое замыкание, обрыв фазы А, замыкание на землю и обрыв фазы А, обрыв и замыкание на землю фазы А, двойное замыкание на землю фаз А-В.
При исследовании использовались три значения фазных напряжений в начале линии 35 кВ (Ua, Ub, Uc) и три значения фазных токов в начале линии 35 кВ (la, lb, Ic). Несимметрия происходила в начале, в середине и в конце линии 35 кВ. Длина линии 35 кВ принималась равной 20 км, длина линии 10 кВ- 10 км.
Экономическая эффективность разработанной методики определения вида и места аварийных несимметричных режимов в сети 35 кВ
Для расчета срока окупаемости произведем расчет годовых эксплуатационных издержек по двум вариантам [130]: где И— эксплуатационные издержки, руб.; ИАмо - амортизационные отчисления, руб.; И от- издержки на оплату труда, руб.; ИРЕМ- издержки на ремонт и техническое обслуживание, руб.; ИПРОЧ- прочие издержки, руб. Амортизационные отчисления определяются: КВ- Н, и = 100 "АМО где Нл - норма амортизационных отчислений, НА=\2,5%. При величине капитальных вложений менее 40 тыс. руб. амортизационные отчисления не начисляются. Издержки на ремонт и техническое обслуживание определяются:
Издержки на оплату труда рассчитываются по формуле: "от = г "-отч где /- трудоемкость обслуживания средства определения места повреждения, чел.-ч.; Тг - часовая ставка оплаты труда с учетом всех доплат, Тг = 62 руб.; КОТ11 — коэффициент отчислений в социальные фонды, К0,ч=1,34 Трудоемкость обслуживания / определяется: t = Nye-IS,6, где Nye - количество условных единиц, Nye =1,1 у.е.; 18,6 - трудоемкость обслуживания ly.e. электрооборудования, чел.-ч/у.е. / = 1,1-18,6 = 20,46 чел.-ч. Сведем расчет издержек в таблицу 4.2. Таблица 4.2 — Расчет эксплуатационных издержек Показатели: Базовый вариант Проектный вариант Издержки в руб. на: амортизационные отчисления 7990,2 0 ремонт и техническое обслуживание 3196,1 1331,8 оплату труда 1699,8 1699,8 Прочие 1288,6 303,2 Годовые эксплуатационные издержки, руб 14174,7 3334,8 Эксплуатационные издержки с учетом ущерба, руб 578655 532535 Годовая экономия перехода с базового на внедряемый вариант составит: г - иу -Иу где Иубаз — сумма годовых эксплуатационных издержек и ущерба от недоотпуска электроэнергии по базовому варианту, руб.; 142 Иупр - сумма годовых эксплуатационных издержек и ущерба от недоотпуска электроэнергии по проектному варианту, руб. Гэ = 578655 - 532535 = 46120 рублей Определим срок окупаемости: _ KB 26636 ЛСО 7 = = = 0,58 лет. Гэ 46120 Формула приведенных затрат для сопоставления вариантов будет иметь вид [2]: ПЗ = КВ-ЕН+И + У, где Ен - нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений, Ен= 0,15;
Срок окупаемости с учетом дисконтирования - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект становится и в дальнейшем остается положительным, т. е. период, начиная с которого первоначальные вложения и другие затраты, связанные с проектом, покрываются суммарными результатами его осуществления [120].
Чистый дисконтированный доход (ЧДД) - сумма текущих эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или превышение интегральных результатов над интегральными затратами. Рассчитаем ЧДД от заданной нормы дисконта (Ед): где Ед — норма дисконта равна Ед = 0,127.
Определим период времени, за который капитальные вложения полностью компенсируются за счет ожидаемой прибыли, и представим ЧДД за каждый расчетный период (таблица 4.3).
Из таблицы 4.3 видно, что реальный срок окупаемости капитальных вложений для проектируемого варианта составляет менее 1 года.
Сведем основные экономические показатели эффективности внедрения методики определения АНР (таблица 4.4).
Результаты расчетов свидетельствуют о высокой степени эффективности внедрения предлагаемого метода. Срок окупаемости с учетом и без учета времени ниже нормативного. При капитальных вложениях в размере 26,6 тыс. руб. проект позволяет получать ежегодную экономию около 46 тыс. руб. и годовой экономический эффект в размере 51,7 тыс. руб. Чистый дисконтированный доход от внедрения методики определения АНР рассчитывался за 8-летний период и составил 197 тыс. руб.
Расчеты произведены для одного фидера. Потенциально данная разработка может быть использована в сетях 35 кВ. Применение разработанной методики на 50 фидерах 35 кВ филиала «МРСК - Центра» -«Костромаэнерго» позволит получить годовой экономический эффект в размере свыше 2,5 млн. рублей.
Для проверки принятых моделей линии, трансформатора, ФНОП и ФННП, блока несимметрии был собран лабораторно-исследовательский стенд, моделирующий сеть 35 кВ. Его схема приведена на рисунке 4.1, а фотографии на рисунках 4.2-4.3.
На рисунке 4.1 обозначено: трансформатор со схемой соединения «звезда с нулем - треугольник»; ИП - измерительные приборы; два участка линии; Сс - собственные емкости фаз на землю; Св - взаимные емкости фаз; Zn - сопротивление линии; ZH - сопротивление нагрузки, БН - блок несимметрии, позволяющий моделировать обрывы, замыкания фаз на землю и междуфазные короткие замыкания в середине (БН1) и в конце (БН2) линии.
