The efficiency use of a reserv phase on overhead transmission lines 110-330 KV

Abstract

The use of a reserve phase will increase the reliability to power supply, allowing to prevent accidents caused by the single-phase short circuit, and planned outages caused by fuse of the glaze-wind depositions and partially renovated overhead lines. There was did the economic assessment of the use of a reserve phase. The authors present an economic assessment of using a reserve phase.

Full Text

Надежное электроснабжение потребителя есть основная составляющая энергетической и экономической безопасности. Перерыв электроснабжения потребителей может приводить к широкомасштабным последствиям со значительными финансовыми потерями как со стороны потребителя, так и генерирующих объектов. На долю ВЛ приходится 35-50 % от всех отказов оборудования энергетических систем. Обычно достижение необходимого уровня надежности осуществляется за счет резервирования элементов – выполнения так называемого критерия n-1 [1] для ВЛ, заключающегося в том, что вводится дополнительная резервная фаза (ФР) и при отключении одной из рабочих фаз линия сохраняет нормальный режим работы. Актуальность вопроса введения резервной фазы на ВЛ определяется следующими факторами: – необходимостью устойчивого функционирования и развития объектов энергетики как важнейших элементов инфраструктуры экономики страны; – наличием ущербов, достигающих значительных величин, в различных областях инфраструктуры. Использование ФР позволит предотвратить аварийные отключения, вызванные однофазными повреждениями, и плановые отключения, вызванные плавкой гололедно-изморозевых отложений и частично ремонтом ВЛ. Если же отключение линии не приводит к ограничению электроснабжения, данный факт все равно может иметь ряд негативных последствий, в частности таких как увеличение перетоков мощности, ослабление системных связей, снижение маневренности и устойчивости системы. В качестве ФР изначально предполагалось рассмотрение традиционного грозозащитного троса, представляющего собой стальной канат, с обеспечением необходимого уровня его изоляции. В грозовой сезон грозотрос используется по своему основному функциональному назначению – для защиты ВЛ от поражений молнией, а при однофазных отключениях – как резервная фаза для передачи электроэнергии. В качестве грозозащитных тросов на линиях 110 кВ применяются стальные канаты сечением 50 мм2, провода – сталеалюминиевые АС с основными сечениями 70, 120, 150, 185 мм2. У стали значительно более высокое электрическое сопротивление ρст = 130 Ом·мм2/км по сравнению с алюминием ρал = 28,8 Ом·мм2/км, к тому же зависящее от величины тока, протекающего по проводу, поэтому передача больших мощностей на значительные расстояния затруднена из-за больших потерь электроэнергии, посадки напряжения и несимметрии по обратной последовательности. Анализ влияния грозотроса как фазного провода на параметры режима работы ВЛ проведен в [2] при использовании программного пакета для компьютерного моделирования Matlab. При натуральной мощности ВЛ 110 кВ в 42 МВт и предельном значении длины 80 км несимметрия по обратной последовательности составит порядка 12 %, потери мощности – 17 %, потери напряжения – 16 %. Поэтому было принято решение отказаться от традиционного грозотроса, выполненного как стальной канат, и заменить его на провод с параметрами рабочей фазы. Как было сказано выше, нарушение электроснабжения может нести значительный финансовый ущерб. Ущерб от перерывов электроснабжения следует разделять на вызванный аварийными отключениями, обусловленными повреждениями элементов воздушных линий электропередачи (ВЛ) вследствие случайных внешних или внутренних воздействий, и плановыми, вследствие ремонта, плавки гололеда. Первоначально для оценки ущерба была использована формула [3] Уi = Увi + Упi = Pотк, i · (αi · Kвi + βi · Kпi), (1) где Увi – ущерб потребителей от простоя в результате аварии, тыс. руб.; Упi – ущерб от простоя при плановых отключениях, тыс. руб.; Pотк i – отключаемая часть нагрузки потребителя, МВт; αi – удельный ущерб от аварийных отключений, тыс.руб./МВт·ч; βi – удельный ущерб от плановых отключений, тыс.руб./МВт·ч; Kвi = ω · Тв – коэффициент вынужденного простоя, о.е.; Kпi = μ · Тп.р – коэффициент планового простоя, о.е.; ω – параметр потока аварийных отказов ВЛ (средняя частота отказов), 1/год; μ – параметр (частота) плановых отключений ВЛ, 1/год; Тв – среднее время восстановления электроснабжения, ч; Тп.р. – средняя длительность планового ремонта (простоя), ч. Ущерб от простоя при плановых отключениях Упi в нашем случае разделяется на ущерб от простоя при плановом ремонте Уп.р. и ущерб от простоя при плавке гололедно-изморозевых отложений Упл., т. к. при плавке, как правило, линию приходится отключать. Поэтому удельный ущерб от плановых отключений βi разделяется на удельный ущерб при ремонте βп.р. и удельный ущерб при плавке гололедно-изморозевых отложений βпл., определяемый как отключение с заблаговременным предупреждением потребителей. Тогда формула (1) примет вид Уi = Увi + Уп.рi + Уплi = = Pотк, I · [(αi · ωL · Тв· K1ф.к.з.· Kу.о. + βп.р. · μ L · Тп.р.) · Kф. + βпл. · Nпл. · Тпл.], (2) где K1ф.к.з. = 0,8 – доля однофазных к.з. от остальных видов отключений ВЛ, о.е.; Kу.о. = 0,25 – доля устойчивых однофазных к.з., отн. ед.; Kф = 0,63 – доля фазных повреждений (проводов, изоляторов, арматуры); Тпл. – среднее время плавки гололедно-изморозевых отложений, ч; Nпл. – количество плавок в зимний период, приходящихся на ВЛ, 1/год. Так как значения частоты аварийных отключений ω и частоты плановых ремонтов μ даются на 100 км длины ЛЭП, то для линии произвольной длины L за год ωL = ω · L / 100; μ L = μ · L / 100. В проводимых расчетах стоимость ущерба оценивается исходя из зарубежного опыта компенсации ущерба потребителям в размере 1,5 – 4 долл./кВт·ч для сети общего пользования с различным составом потребителей [1]. Примем, что удельный ущерб от аварийных отключений αi = 45 тыс.руб./МВт·ч. Ремонт ВЛ производится в основном в летнее время, когда нагрузка минимальна и линию можно отключить, поэтому ущерб от планового отключения для ремонта примем равным нулю. При плавке гололедно-изморозевых отложений, как правило, отключают линию. Отключение происходит с заблаговременным предупреждением потребителей по заявке. При этом персоналом могут быть предприняты специальные организационно-технические мероприятия, и так как среднее время плавки Тпл. составляет от 0,5 до 1 часа, то на столь малый промежуток времени возможно загрузить другие ВЛ с учетом допустимой перегрузки. Поэтому удельный ущерб при плавке гололедно-изморозевых отложений βпл также примем равным нулю. Количественные оценки показателей надежности ВЛ 110-330 кВ приведены в табл. 1 [3]. Таблица 1 Количественные оценки показателей надежности ВЛ классом напряжения 110-330 кВ Номинальное напряжение, кВ Частота отключений ω, 1/год на 100 км Время восстановления Тв, ч 110 (157) 1,1 9 220 0,6 10 330 0,5 12 Увеличение стоимости строительства ВЛ с резервной фазой по сравнению с аналогичной одноцепной линией традиционного исполнения составляет от 17 до 28 % [4]. Примем, что затраты на линию с резервной фазой составляют 28 %. Исходя из базисных показателей стоимости ВЛ 110 – 330 кВ [5] затраты на оборудование ВЛ резервной фазой составят порядка 308 тыс.руб./км для ВЛ 110кВ, 445,2 тыс.руб./км – 220 кВ, 686 тыс.руб./км – 330 кВ. Предварительная мощность, передаваемая по ЛЭП, и предельное значение длины определяются исходя из табл. 2 [6]. Таблица 2 Натуральная мощность и предельные значения длины ВЛ классом напряжения 110-330 кВ Номинальное напряжение, кВ Натуральная мощность ВЛ, МВт Предельное значение длины ВЛ, км 110 (157) 40 80 220 160 250 330 360 400 Увеличение капитальных затрат З на установку резервной фазы окупится за время Т = З/У, лет. В табл. 3 приведены затраты на эксплуатацию резервной фазы З и ущерб от перерыва электроснабжения У, вычисленный по формуле (2). Вследствие неучастия резервной фазы в общей транспозиции и изменения расстояния между фазами ВЛ происходит изменение потоков мощности и напряжений в фазах, что приводит к появлению несимметрии напряжений по обратной последовательности. Если несимметрия будет превышать установленный предел в 2 %, то необходимо применение симметрирующих устройств, в качестве которых предлагается использовать ферромагнитные вставки переменного тока (ФВПТ), близкие по принципу действия к фазоповоротным трансформаторам. Их стоимость составляет порядка 40-50 $/кВА [7]. Примем, что средняя стоимость симметрирующего устройства составит 50 $/кВА. Таблица 3 Соотношение средних затрат на эксплуатацию ФР и ущербов от ограничения электроснабжения Напряжение ВЛ, кВ Стоимость резервной фазы З, млн руб. Ущерб от ограничения электроснабжения У, млн руб/год Срок окупаемости Т, лет 110 24,6 2,1 12 220 111,3 30,2 4 330 274,4 73,5 4 Затраты на эксплуатацию резервной фазы совместно с симметрирующим устройством и ущерб от перерыва электроснабжения приведены в табл. 4. Таблица 4 Соотношение средних затрат на эксплуатацию ФР совместно с симметрирующим устройством и ущербов от ограничения электроснабжения Напряжение ВЛ, кВ Стоимость резервной фазы и симметрирующего устройства З, млн руб. Ущерб от ограничения электроснабжения У, млн руб/год. Срок окупаемости Т, лет 110 84,6 2,1 41 220 470,6 30,2 9 330 1011 73,5 8 Выводы. Приближенно оценены затраты на использование резервной фазы и симметрирующего устройства. С учетом аварийных отключений, вызванных однофазными повреждениями, и плановых отключений, вызванных плавкой гололедно-изморозевых отложений и частично ремонтом ВЛ, были приближенно определены сроки окупаемости резервной фазы и симметрирующего устройства. Исходя из определенного ущерба и срока окупаемости применение ВЛ с резервной фазой оказывается вполне предпочтительно по экономическим соображениям для ВЛЭП 220 330 кВ и экономически невыгодно при совместном использовании резервной фазы с симметрирующим устройством для ВЛЭП 110 кВ.