Исследование рабочих параметров сельской электрической сети напряжением 10 кВ для оценки возможностей выполнения ограничений по контролю ее конфигурации и обеспечения ее наблюдаемости

В настоящее время с целью повышения надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей в распределительные электрические сети внедряются интеллектуальные устройства, осуществляющие контроль и мониторинг параметров электрической сети, производящие управление электрической сетью в зависимости от режимов ее работы [1-6].

Наиболее распространенным техническим решением по автоматизации электрических сетей, является реклоузер, предназначенный для коммутации воздушных линий электропередачи среднего класса напряжения 2,4-38 кВ, содержащий следующие основные элементы: вакуумный высоковольтный выключатель, контактные выводы которого выполнены в виде токовых вводов реклоузера; трансформаторы тока проходного типа, закрепленные на токовых вводах; микроконтроллерный блок управления [7-12].

При установке реклоузеров в электрическую сеть значительно повышается количество возможных режимов работы сети, так как при авариях осуществляется отключение поврежденных участков и подается питание на неповрежденные участки. В связи с этим, актуальной задачей является выявление допустимых режимов работы электрической сети 10 кВ с реклоузерами, при авариях в которой потребители будут обеспечены качественной электроэнергией, т.е. отклонение напряжения от номинального не будет выходить за допустимые рамки ГОСТ 32144-2013 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения».

Цель исследования заключается в расчете фактических значений напряжения на распределительных устройствах высокого напряжения трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ, запитанных от кольцевой электрической сети 10 кВ, содержащей реклоузеры, при различных режимах ее работы, и выявлении соответствия отклонения напряжения допустимым нормам.

Материал и методы исследования. Объектом исследования является кольцевая электрическая сеть 10 кВ, получающая питание от разных секций шин низкого напряжения подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ. Предметом исследования являются отклонения напряжения на трансформаторных подстанциях 10/0,4 кВ рассматриваемой электрической сети при разных режимах ее работы, а именно: при нормальном режиме работы сети, при авариях на участках электрической сети, при выходе из строя одной из секции шин подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ.

Особенность исследования заключается в том, что отклонение напряжения от номинального в работе представлено по топологии энергосистемы от шин среднего напряжения подстанции «Орловская Районная» 220/110/10 кВ до самих трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ, запитанных от шин низкого напряжения подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ.

Специалистами филиала ПАО «Россети Центр» – «Орелэнерго» были предоставлены модель рассматриваемой электрической сети 10 кВ с реклоузерами, марки проводов, протяженность участков сети; а также нагрузки трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ рассматриваемой кольцевой сети, обмоток низкого и высокого напряжения силовых трансформаторов ТДТН-10000 подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ, протяженность, марка, сечение проводов и нагрузки ВЛ 110 кВ «Орловская ТЭЦ - Орловская Районная №3» и ВЛ 110 кВ «Мценск - Орловская Районная I цепь с отпайками», по которым подстанция «Куликовская» 110/35/10 кВ присоединена к энергосистеме Орловской области. Результаты замеров нагрузки на перечисленных элементах энергосистемы представлены в таблице 1 и взяты за зимний режимный день 2019 года, в связи с тем, что замеры нагрузки на ТП 10/0,4 кВ осуществлялись в данный период.

Таблица 1 – Нагрузка присоединений подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ и ВЛ

110 кВ, по которым подстанция присоединена к энергосистеме Орловской области

Линия электропередачи / Присоединение	Активная мощность	Реактивная мощность	Полная мощность
	P, кВт	Q, квар	S, кВА
Ввод силового трансформатора 110 кВ «Куликовская» 110/35/10 кВ	4956	1601	5171
Ввод силового трансформатора 10 кВ «Куликовская» 110/35/10 кВ	3442	972	3548
ВЛ 110 кВ «Орловская ТЭЦ - Орловская Районная №3 с отпайками»	17500	3200	17790
ВЛ 110 кВ «Мценск - Орловская Районная I цепь с отпайками»	19500	1600	19565
Фидер №1 ВЛ 10 кВ, запитанный от подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ	1266	157	1272
Фидер №5 ВЛ 10 кВ, запитанный от подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ	876	208	909

Выполним исследование различных режимов работы кольцевой сельской электрической сети 10 кВ с учетом данных, представленных в таблице 1.

Результаты исследования и их обсуждение

На рисунке 1 представлена модель рассматриваемой кольцевой электрической сети 10 кВ с тремя установленными в ней реклоузерами REC87-REC89, запитанной от разных секций шин низкого напряжения подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ при нормальном режиме работы, т.е. в случае, когда фидер №1 запитан от первой секции шин 10 кВ, а фидер №5 – от второй секции шин 10 кВ, при этом реклоузер REC88 отключен и работает в режиме реализации функции сетевого автоматического ввода резервного питания (АВР).

ПС «Куликовская» 1КУ35/1О кВ                                                                                 ПС «Куликовская» 110/35/10 кВ

" 1 сш. 10 кВ             /X                                                      /X              2с ш 10 кВ

ВЛЮ-кВФ-1            /ТЧ                                                      /ТЧ             ВЛ 10-кВ Ф-5

яч №3                  I                                                      г-Ц               яч №13

ВК-10-630-20                                       ВК-10-630-20

Рисунок 1 – Модель кольцевой электрической сети 10 кВ с реклоузерами, запитанной от шин низкого напряжения подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ, при нормальном режиме работы

В рассматриваемой кольцевой электрической сети 10 кВ с реклоузерами, представленной на рисунке 1, возможны и другие режимы работы, так 3 установленных в электрической сети реклоузера делят ее на 4 участка, при авариях на каждом из которых выключатели фидерных ячеек подстанции и сами реклоузеры будут производить реконфигурацию электрической сети и выделение поврежденного участка. Наиболее тяжелым режимом работы рассматриваемой электрической сети является аварийный режим, при котором из строя вышла одна из секций шин подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ. В данном случае электрическая сеть должна быть полностью запитана от одного фидерного выключателя; при данном режиме работы сети могут возникнуть значительные отклонения напряжения, потери мошности и электроэнергии в случае, если не обеспечить устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), установленным на стороне высокого напряжения силового трансформатора подстанции, достаточное для передачи мощности потребителям напряжение. Модель электрической сети при аварии на 2 секции шин 10 кВ представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 – Модель кольцевой электрической сети 10 кВ с реклоузерами, запитанной от шин низкого напряжения подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ, при выходе из строя 2 секции шин низкого напряжения подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ

Таким образом, расчет режимов работы рассматриваемой электрической сети 10 кВ позволит выявить эффективность внедрения реклоузеров и определить фактические отклонения напряжения на трансформаторных подстанциях 10/0,4 кВ, тем самым выявить допустимые аварийные ситуации, когда при изменении конфигурации электрической сети 10 кВ реклоузерами потребители будут обеспечены качественной электроэнергией. Падение напряжения на участках электрической сети определим по формуле (1) [13]:

MJ = ^^, (В)                            (1)

где P – активная мощность, протекающая по участку электрической сети, кВт;

Q – реактивная мощность, протекающая по участку электрической сети, квар;

R – активное сопротивление участка электрической сети, Ом;

X – реактивное сопротивление участка электрической сети, Ом.

Активное и реактивное сопротивления участков электрической сети определяются по формулам (2-3) [13]:

R = R_o • L, (Ом)                                       (2)

X = X₀ • L, (Ом)                                       (3)

где R 0 – удельное активное сопротивление провода воздушной линии, Ом/км;

X 0 – удельное индуктивное сопротивление провода воздушной линии, Ом/км;

L – протяженность воздушной линии, км.

Следует отметить, что в настоящее время на подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ реализуются мероприятия по оптимизации режимов работы электрических сетей и совершенствованию эксплуатации подстанции. Все присоединения подстанции запитываются только от одного силового трансформатора с целью уменьшения потерь холостого хода в режимах малых нагрузок, при этом второй силовой трансформатор находится в автоматическом резерве, а также используется при сезонном увеличении нагрузок. Таким образом, расчет потерь напряжения на участках питающих линий 110 кВ и в обмотках силовых трансформаторов следует производить при передаче полной мощности по каждой из питающих цепей.

Определим потери напряжения в ВЛ 110 кВ «Орловская ТЭЦ - Орловская Районная №3» протяженностью 11,8 км до отпайки на подстанцию «Куликовская» 110/35/10 кВ, выполненной проводом АС-185/29, индуктивное сопротивление которого составляет 0,413 Ом/км, а активное – 0,162 Ом/км [14].

Рассчитаем сопротивления участка ВЛ 110 кВ «Орловская ТЭЦ - Орловская Районная №3»:

R = 0,162 • 11,8 = 1,9116 (Ом)

X = 0,413 • 11,8 = 4,8734 (Ом)

Определим потери напряжения на участке ВЛ 110 кВ «Орловская ТЭЦ - Орловская

Районная №3» до отпайки на подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ в случае, если подстанция запитана по первой линии:

^kU ВЛ -110 кВ № 1

17500-1,9116+3200-4,8734

= 426,503 (В)

С учетом падения напряжения в ВЛ 110 кВ «Орловская ТЭЦ - Орловская Районная №3» определим напряжение на входе отпайки к подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ по формуле (4) [13]:

^U ВЛ -110 кВ № 1    ^U ПС Орл . Районная  ^kU ВЛ -110 кВ № 1

= 115000 - 426,503 = 114573,497 (В)

Потери напряжения на отпайке от ВЛ 110 кВ «Орловская ТЭЦ - Орловская Районная

№3» протяженностью 5,3 км, питающей подстанцию «Куликовская» 110/35/10 кВ, с учетом определенных по формулам (2-3) сопротивлений участка составляют:

^kU ВЛ -110 кВ № 1

4956-0,8586+1601-2,1889

67,726 (В)

114,573497

Таким образом, фактическое напряжение на ОРУ 110 кВ подстанции «Куликовская» в случае, если она запитана по ВЛ 110 кВ «Орловская ТЭЦ - Орловская Районная №3»: иОРУ 110 кВ - ВЛ-110 кВ № 1 = UПС Орл. Районная — kU ВЛ-110 кВ № 1 — kU ВЛ-110 кВ № 1 = = 114505,771 (В)

Для того, чтобы определить падение напряжения на одном из трансформаторов ТДТН-10000, установленных на подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ [15], требуется рассчитать сопротивления обмоток, при этом следует учитывать, что установленное на трансформаторе устройство РПН ±9*1,78 в зависимости от ситуаций в кольцевой электрической сети 10 кВ будет находиться в разных положениях. Например, в нормальном режиме работы кольцевой электрической сети 10 кВ, когда оба фидера запитаны с разных секций шин и являются радиальными, как это представлено на рисунке 1; а также в ситуациях при авариях между REC87 и REC88, а также REC88 и REC89 – РПН должно находиться в нормальном положении, при этом напряжение на секциях шин низкого напряжения подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ будет составлять 10500 В. При этом в наиболее тяжелых аварийных режимах в кольцевой электрической сети 10 кВ для обеспечения наибольшего допустимого напряжения 11 кВ на шинах низкого напряжения подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ, согласно ГОСТ 29322-2014 «Напряжения стандартные», устройство РПН должно находиться в крайнем «плюсовом» положении, что в свою очередь приведет к изменению напряжений короткого замыкания (КЗ) между обмотками силового трансформатора, которые будут отличаться от указанных в техническом паспорте силового трансформатора ТДТН-10000 значений [16]. Напряжение короткого замыкания для обмоток трансформатора ТДТН-10000, когда РПН находится в крайнем

«плюсовому» ответвлении, определяем из источника [17].

В связи с тем, что для трансформаторов мощностью более 630 кВА можно пренебречь по причине большого сечения обмоток, рассчитанного на протекание больших токов, т.е.

r т =0, то при расчете будем исходить из соотношения (5) [18]:

ик% = х т %(5)

Определяем индуктивные сопротивления в процентах для каждой обмотки, когда РПН находится в крайнем плюсовом положении по формулам (6-8) [18]:

^х тВН % = О,5(М кВн - НН % + U кВн - сн % — U ксн - НН %) =

= 0,5(18,41 + 11,25 - 6,5) = 11,58%(6)

^х тСН % = ^0,5(и кВН - СН % ⁺ U кСН - НН % ^{— и} кВН - НН %) =

= 0,5(11,25 + 6,5 - 18,41) => 0% х тНН % = 0,5(и кВН- НН % + и кСН- НН % - икВН- НН %) =

= 0,5(18,41 + 6,5 - 11,25) = 6,83%

Аналогично определяем индуктивные сопротивления обмоток трансформатора ТДТН-

10000 в процентах, когда РПН находится в обыкновенном положении по формулам (6-8):

х тВН % = 0,5(и кВН- НН % + и^н- сн % — U ксн- нн %) = 0,5(10,5 + 17,5 — 6,5) = 10,75%, х тСН % = 0,5(и кВН- СН % + и кСН- НН % — и кВН- НН %) = 0,5(10,5 + 6,5 — 17,5) => 0%,

X тНН % = 0,5(и КВН - НН % + и ксн - нн % — и квн - нн %) = 0,5(17,5 + 6,5 - 10,5) = 6,75%.

Значения сопротивлений обмоток для трехобмоточного силового трансформатора (СТ) рассчитаем по формуле (9), с учетом того, что индуктивное сопротивление трансформатора принимаем равным полному сопротивлению [18]:

у            _ * т % _ ^и ср

U ср – среднее напряжение в месте установки данного элемента, кВ. При крайнем «плюсовом» положении РПН трансформатора ТДТН-10000 принимаем равным 126 кВ, при обыкновенном положении РПН при расчете будем использовать значение 115 кВ [18].

Определим значение сопротивлений, когда РПН находится в крайнем плюсовом положении:

2обмоткивнСТ = ^^" 1Ц2 = 183,84 (Ом)

_ О 126 2

² обмотки СН СТ = _{100  10}^{— 0 (Ом)}

2 обмотки НН СТ = 6003 • ^б - = 108,43 3 (Ом)

Аналогично, когда РПН находится в обыкновенном положении:

2 обмотки ВНСТ = -0О⁷Г ~ = 142,17 (Ом)

„                  0   115 ²

² обмотки СНСТ  юо " ю ^{— 0 (Ом)}

2 обмотки НН СТ = 605 • ^ = 89,2 69 (Ом)

Результаты расчетов индуктивных сопротивлений обмоток в процентах и значений сопротивлений обмоток трансформатора ТДТН-10000 при разных положениях устройства РПН представлены в таблице 2.

Таблица 2 – Результаты расчетов индуктивных сопротивлений обмоток в процентах и значений сопротивлений обмоток трансформатора ТДТН-10000 при разных положениях устройства РПН

Положение РПН	xтВН, %	xтСН, %	xтНН, %	Zоб.ВН СТ, Ом	Zоб.СН СТ, Ом	Zоб.НН СТ, Ом
Крайнее «плюсовое»	11,58	0	6,83	183,84	0	108,433
Нормальное	10,75		6,75	142,17	0	89,269

Рассчитаем потери напряжения на обмотке ВН силового трансформатора ТДТН-10000, когда подстанция «Куликовская» запитана по ВЛ 110 кВ «Орловская ТЭЦ -Орловская Районная №3» и РПН находится в крайнем «плюсовом» положении, при этом формула (1) примет вид (10) в связи с тем, что активной составляющей сопротивления силового трансформатора пренебрегаем:

S                     5171

^Д0 ВН. СТ -110 кВ № 1 = у ² обмотки ВН СТ = _{114 505771} " ¹⁸³,⁸⁴ = ^{8302 (В)   (10)}

В ситуации, когда РПН находится в нормальном положении, сопротивление обмотки также определим по формуле (10):

^дО вн . ст -110 кВ № 1 = 77 ² обмотки вн ст = 777777777777 • ¹⁴²,¹⁷ = ^{6420 (В)} и                     114,505 //1

Определим напряжение в начале обмотки НН силового трансформатора, когда РПН находится в крайнем «плюсовом» положении:

° НН . СТ - ВЛ -110 кВ № 1 = ° ОРУ 110 кВ - ВЛ -110 кВ № 1 ^{— Д0} ВН . СТ -110 кВ № 1 = 1⁰⁶²⁰³,⁷⁷¹ (В)

Когда РПН находится в нормальном положении:

° НН . СТ - ВЛ -110 кВ № 1 = ° ОРУ 110 кВ - ВЛ -110 кВ № 1 ^{— Д0} ВН . СТ -110 кВ № 1 = 1⁰⁸⁰⁸²,^{771 (В)}

Аналогично формуле (10), определим потери напряжения в обмотке НН трансформатора, когда РПН находится в крайнем «плюсовом положении»:

ДОнн. СТ- ВЛ-110 кВ №1 = 10632503771 • 108,433 = 3623 (В)

Когда РПН находится в нормальном положении:

AUНН. СТ- ВЛ-110 кВ №1 = 106,203771 • 89,269 = 2982 (В)

Таким образом, напряжение в конце обмотки НН трансформатора ТДТН-1000, когда подстанция «Куликовская» запитана по ВЛ 110 кВ «Орловская ТЭЦ - Орловская Районная №3» при максимальном «плюсовом» положении РПН составляет:

U НН . СТ - ВЛ -110 кВ № 1 = U НН . СТ - ВЛ -110 кВ № 1 ^— A^U НН . СТ - ВЛ -110 кВ № 1 =

= 106203,771 - 3623 = 102580,771 (В)

Когда РПН находится в нормальном положении:

^U НН . СТ - ВЛ -110 кВ № 1 = ^U НН . СТ - ВЛ -110 кВ № 1 ^— A^U НН . СТ - ВЛ -110 кВ № 1 =

= 108082,771 - 2982 = 105100,771 (В)

В случае, если подстанция «Куликовская» 110/35/10 кВ запитана по ВЛ 110 кВ

«Мценск - Орловская Районная I цепь с отпайками» расчет падений напряжения производится также, при этом напряжение в конце обмотки НН второго силового трансформатора подстанции при крайнем «плюсовом» положении устройства РПН составляет 102806,742 В, а при нормальном положении устройства РПН - 103445,742 В.

При запитывании подстанции по разным линиям при приведенных в формулах (6-8) напряжениях КЗ между обмотками силового трансформатора устройством РПН на шинах низкого напряжения подстанции обеспечивается напряжение 11 кВ в наиболее тяжелых аварийных режимах, а также при необходимости осуществляется регулировка РПН в зависимости от ситуации в электрической сети 10 кВ.

Расчет потерь напряжения в кольцевой электрической сети 10 кВ также производится по формулам (1-4), значения удельных сопротивлений сталеалюминиевых проводов и кабелей определены по данным источника [13], а значения сопротивлений самонесущих изолированных проводов (СИП) в соответствие с ГОСТ 31946-2012 «Провода самонесущие изолированные и защищенные для воздушных линий электропередачи». Так, при нормальном режиме работы рассматриваемой кольцевой электрической сети 10 кВ потери напряжения на участке фидера №5 протяженностью 3,145 км между опорами №1-№51 с учетом того, что данный участок выполнен проводом марки СИП-3 3х70, удельное активное сопротивление которого 0,493 Ом/км, а индуктивное - 0,291 Ом/км, составят:

△ ^U 1-51

^ 1-51 ^ 1-51 +0 1-51 ^ 1-51 ^ 1-51

872,64-1,551+254,52-0,915

144,214 (В)

Напряжение на трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ К-5-2 и на входе участка между опорами №51-№106 составляет:

U 51-106 = U 1-51 - AU 1-51 = 10855,786 (В)

Отклонение напряжения на ТП 10/0,4 кВ К-5-2 от номинального значения в процентах определим по формуле (11) [13]:

^ином% = Уфакт-Уном • 100% ~ 8,558 %                       (11)

U ном

Расчет фактических напряжений и отклонение их от номинального значения в процентах на других трансформаторных подстанциях 10/0,4 кВ для данного режима и других возможных ситуациях в электрической сети 10 кВ производится также, при этом дополнительно могут быть определены потери активной, реактивной и полной мощностей по формулам (12-14), которые для данного участка составляют [13]:

ДР 1-51 = ^ ¹ -51 +оЬ 1_й 1-51 = 10591,42 (Вт)                    (12)

^ 1-51

AQ1-51 = 1—51 У1-51Х1—51 = 6248,323 (вар)(13)

^ 1-51

AS1-51 = V-^1-51 + Q2-51 = 12297,14 (ВА)(14)

Рассчитанные значения фактических напряжений и соответствие отклонений данных напряжений от номинального по допустимым требованиям ±10%, согласно ГОСТ 321442013, на вводах ВН трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ при нормальном режиме работы кольцевой электрической сети 10 кВ и нормальном положении устройства РПН представлены в таблице 3, а в самом тяжелом аварийном режиме, когда из строя вышла 2 секция шин подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ и крайнем «плюсовом» положении устройства РПН – в таблице 4. Модели данных режимов представлены, соответственно на рисунках 1-2.

Таблица 3 – Значения напряжений на вводах ТП 10/0,4 кВ рассматриваемой кольцевой электрической сети 10 кВ при нормальном режиме работы и соответствие отклонений напряжения допустимым требованиям ГОСТ 32144-2013

Фидер №1
Номер ТП 10/0,4 кВ	Напряжение, В	±10 %	Номер ТП 10/0,4 кВ	Напряжение, В	±10 %	Номер ТП 10/0,4 кВ	Напряжение, В	±10 %
К-1-16	10487,202	+	К-1-24	9917,82	+	К-1-15-П	9844,977	+
К-1-25-П	10384,269	+	К-1-3	9891,903	+	К-1-11-П	9845,649	+
К-1-35-П	10121,108	+	К-1-7	9873,61	+	К-1-12	9840,955	+
К-1-20-П	10116,43	+	К-1-6	9868,513	+	К-1-14	9833,485	+
К-1-28-П	10108,546	+	К-1-29	9867,476	+	К-1-21	9831,187	+
К-1-27-П	10108,352	+	К-1-8	9865,402	+	К-1-13-П	9831,702	+
К-1-37	10073,36	+	К-1-30	9854,906	+	К-1-18-П	9831,206	+
			К-1-5	9855,039	+
К-1-1	9978,87	+	К-1-4	9853,627	+	К-1-26-П	9836,529	+
К-1-2	9976,637	+	К-1-32-П	9877,343	+	К-1-23-П	9835,711	+
К-1-22	9975,834	+	К-1-9-П	9869,321	+	К-1-17-П	9835,645	+
К-1-33	9942,123	+	К-1-10	9861,239	+	К-1-36-П	9835,645	+
К-1-34	9942,141	+	К-1-31	9850,972	+	К-1-19-П	9835,552	+
Фидер №5
К-5-2	10348,919	+	К-5-31	10196,037	+	К-5-33	10176,24	+
К-5-32	10168,72	+	К-5-30	10150,393	+	К-5-29	10135,696	+
К-5-3	10130,781	+	К-5-7	10130,785	+	К-5-5	10133,782	+
К-5-8	10133,735	+	К-5-14-П	10134,333	+	К-5-19	10139,749	+
К-5-4	10123,963	+	К-5-6	10122,712	+	К-5-20	10119,268	+
К-5-28	10118,957	+	К-5-9	10113,787	+	К-5-27	10112,078	+
К-5-24-П		+	К-5-10	10112,892	+

На основании полученных расчетных путем значений напряжения на ТП 10/0,4 кВ, представленных в таблицах 3-4, а также при других режимах работы кольцевой электрической сети 10 кВ были определены трансформаторные подстанции, на которых отклонение напряжения от номинального значения является наибольшим при данном режиме работы сети. В свою очередь, данные трансформаторные подстанции были взяты за контрольные точки при построении топологических графиков отклонений напряжения, представленных на рисунках 3 и 4, демонстрирующих отклонения напряжения на ТП 10/0,4 кВ при запитывании кольцевой электрической сети 10 кВ от фидера №1 и от фидера №5.

Таблица 4 – Значения напряжений на вводах ТП 10/0,4 кВ рассматриваемой кольцевой электрической сети 10 кВ при аварии на второй секции шин подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ и соответствие отклонений напряжения допустимым требованиям ГОСТ 32144-2013

Фидер №1
Номер ТП 10/0,4 кВ	Напряжение, В	±10 %	Номер ТП 10/0,4 кВ	Напряжение, В	±10 %	Номер ТП 10/0,4 кВ	Напряжение, В	±10 %
К-1-16	10978,715	+	К-1-24	9976,699	+	К-1-15-П	9812,365	+
К-1-25-П	10804,761	+	К-1-3	9922,375	+	К-1-11-П	9812,355	+
К-1-35-П	10351,417	+	К-1-7	9892,417	+	К-1-12	9808,638	+
К-1-20-П	10344,77	+	К-1-6	9887,492	+	К-1-14	9801,154	+
К-1-28-П	10329,77	+	К-1-29	9886,494	+	К-1-21	9798,838	+
К-1-27-П	10329,705	+	К-1-8	9884,475	+	К-1-13-П	9799,356	+
К-1-37	10267,915	+	К-1-30	9873,128	+	К-1-18-П	9798,858	+
			К-1-5	9873,246	+
К-1-1	10095,159	+	К-1-4	9871,861	+	К-1-26-П	9804,007	+
К-1-2	10092,952	+	К-1-32-П	9891,016	+	К-1-23-П	9803,217	+
К-1-22	10092,158	+	К-1-9-П	9865,832	+	К-1-17-П	9803,153	+
К-1-33	10020,048	+	К-1-10	9840,707	+	К-1-36-П	9803,153	+
К-1-34	10020,066	+	К-1-31	9818,27	+	К-1-19-П	9803,062	+
Фидер №5
К-5-2	9751,834	+	К-5-31	9768,507	+	К-5-33	9770,564	+
К-5-32	9772,47	+	К-5-30	9776,109	+	К-5-29	9764,008	+
К-5-3	9758,988	+	К-5-7	9758,992	+	К-5-5	9762,102	+
К-5-8	9762,054	+	К-5-14-П	9762,649	+	К-5-19	9781,979	+
К-5-4	9801,774	+	К-5-6	9806,506	+	К-5-20	9814,58	+
К-5-28	9819,844	+	К-5-9	9808,929	+	К-5-27	9807,167	+

Также на графиках отклонений напряжения представлены и другие контрольные точки, являющиеся сетевыми коммутационными аппаратами (реклоузерами) и непосредственно подключенными к магистральным участкам линий электропередачи ТП 10/0,4 кВ. При этом на построенных графиках представлены также отклонения напряжения от номинальных значений на шинах среднего напряжения 110 кВ подстанции «Орловская Районная» 220/110/10 кВ и открытом распределительном устройстве (ОРУ) 110 кВ «Куликовская» 110/35/10 кВ, а также на обмотках высокого и низкого напряжения одного из силовых трансформаторов ТДТН-10000, установленных на подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ, в случаях, когда подстанция запитана по ВЛ 110 кВ «Орловская ТЭЦ -Орловская Районная №3» и ВЛ 110 кВ «Мценск - Орловская Районная I цепь с отпайками».

При анализе графиков отклонения напряжения, представленных на рисунках 3 и 4, можно сделать вывод, что во всех режимах работы рассматриваемой кольцевой электрической сети 10 кВ обеспечивается допустимое отклонение напряжения, не превышающее установленных источником ГОСТ 32144-2013 напряжения ±10%; при этом наиболее тяжелым из аварийных режимов работы сети, как ранее было отмечено, является выход из строя 2 секции шин подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ, при котором отрицательное отклонение напряжение на наиболее удаленной ТП 10/0,4 кВ К-5-2 составляет -2,482%, а именно: 9751,834 В.

—•—Авария между ВВ ф. №5 2 с.ш. и REC89 при 11 кВ • Авария 2 с.ш. при 11 кВ

• Нормальный режим 10,5 кВ                  ^^—Авария между REC87 и REC88 при 10,5 кВ

Рисунок 3 – Отклонения напряжения на ТП 10/0,4 кВ, присоединениях подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ и подстанции «Орловская Районная» 220/110/10 кВ от номинальных значений по топологии энергосистемы и кольцевой электрической сети 10 кВ с реклоузерами при различных режимах работы и питании от фидера №1

-8 ^

-10

• Нормальный режим 11 кВ

—• Авария между ВВ ф.№1 1 с.ш. и REC87 11 кВ

• Нормальный режим 10,5 кВ

^*—Авария между REC88 и REC89 11 кВ

^^—Авария 1 с.ш. 11 кВ

Авария между ВВ ф.№1 1 с.ш. и REC87 10,5 кВ

-4 ^

Рисунок 4 – Отклонения напряжения на ТП 10/0,4 кВ, присоединениях подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ и подстанции «Орловская Районная» 220/110/10 кВ от номинальных значений по топологии энергосистемы и кольцевой электрической сети 10 кВ с реклоузерами при различных режимах работы и питании от фидера №5

Рассматривая аналогичный режим, при выходе из строя первой секции шин подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ отрицательное отклонение напряжения в наиболее удаленной точке К-1-25-П составляет -0,961%, т.е. 9903,913. В остальных режимах отклонения напряжения не имеют отрицательных значений.

При расчете режимов работы кольцевой электрической сети 10 кВ были определены параметры сети в месте установки коммутационных аппаратов: реклоузеров и выключателей фидерных ячеек ВК-10-630-20. Ток, протекающий через выключатели реклоузеры определялся по формуле (15) [13]:

где S – полная мощность, протекающая через коммутационный аппарат, кВА; U – напряжение в месте установка коммутационного аппарата, кВ.

Полученные результаты представлены в таблице 5.

Таблица 5 – Параметры электрической сети 10 кВ в месте установке коммутационных аппаратов

Нормальный режим работы электрической сети при напряжении на шинах НН ПС«Куликовская» 11 кВ
Параметры электрической сети	Коммутационные аппараты
	REC87	REC88	REC89	Выключатель фидера №1	Выключатель фидера №5
I, A	50,219	0	24,578	66,763	47,71
S, кВА	956,8	0	425,7	1272	909
P, кВт	918,528	0	408,672	1221,12	872,64
Q, квар	267,904	0	119,196	356,16	254,52
U, В	10457,092	10288,314	10660,695	11000	11000
Авария между реклоузерами REC87 и REC88 при напряжении на шинах НН ПС «Куликовская» 11 кВ
Параметры электрической сети	Коммутационные аппараты
	REC87	REC88	REC89	Выключатель фидера №1	Выключатель фидера №5
I, A	0	0	24,578	16,544	47,71
S, кВА	0	0	425,7	315,2	909
P, кВт	0	0	408,672	302,592	872,64
Q, квар	0	0	119,196	88,256	254,52
U, В	10901,29	10288,314	10660,695	11000	11000
Авария между реклоузерами REC88 и REC89 при напряжении на шинах НН ПС «Куликовская» 11 кВ
Параметры электрической сети	Коммутационные аппараты
	REC87	REC88	REC89	Выключатель фидера №1	Выключатель фидера №5
I, A	50,219	0	0	66,763	25,367
S, кВА	956,8	0	0	1272	483,3
P, кВт	918,528	0	0	1221,12	463,968
Q, квар	267,904	0	0	356,16	135,324
U, В	10457,092	10288,314	10832,306	11000	11000
Авария между выключателем фидера №5 и REC89 при напряжении на шинах НН ПС «Куликовская» 11 кВ
Параметры электрической сети	Коммутационные аппараты
	REC87	REC88	REC89	Выключатель фидера №1	Выключатель фидера №5
I, A	79,819	24,287	0	89,106	0
S, кВА	1382,5	425,7	0	1697,7	0
P, кВт	1327,2	408,672	0	1629,792	0
Q, квар	387,1	119,196	0	475,356	0
U, В	10253,629	10119,844	10108,213	11000	0

Авария между выключателем фидера №1 и REC87 при напряжении на шинах НН ПС«Куликовская» 11 кВ
Параметры электрической сети	Коммутационные аппараты
	REC87	REC88	REC89	Выключатель фидера №1	Выключатель фидера №5
I, A	0	54,3	78,206	0	97,929
S, кВА	0	956,8	1382,5	0	1865,8
P, кВт	0	918,528	1327,2	0	1791,168
Q, квар	0	267,904	387,1	0	522,424
U, В	10176,61	10173,253	10206,245	0	11000
Авария на второй секции шин подстанции 110/35/10 кВ «Куликовская» при напряжении на шинах НН 11 кВ
Параметры электрической сети	Коммутационные аппараты
	REC87	REC88	REC89	Выключатель фидера №1	Выключатель фидера №5
I, A	107,504	53,424	28,465	114,473	0
S, кВА	1865,8	909	483,3	2181	0
P, кВт	1791,168	872,64	463,968	2093,76	0
Q, квар	522,424	254,52	135,324	610,68	0
U, В	10020,295	9823,494	9802,681	11000	0
Авария на первой секции шин подстанции 110/35/10 кВ «Куликовская» при напряжении на шинах НН 11 кВ
Параметры электрической сети	Коммутационные аппараты
	REC87	REC88	REC89	Выключатель фидера №1	Выключатель фидера №5
I, A	18,29	73,238	96,707	0	114,473
S, кВА	315,2	1272	1697,7	0	2181
P, кВт	302,592	1221,12	1629,792	0	2093,76
Q, квар	88,256	356,16	475,356	0	610,68
U, В	9949,833	10027,479	10135,41	0	11000
Нормальный режим работы электрической сети при напряжении на шинах НН ПС«Куликовская» 10,5 кВ
Параметры электрической сети	Коммутационные аппараты
	REC87	REC88	REC89	Выключатель фидера №1	Выключатель фидера №5
I, A	55,561	0	24,275	69,942	49,982
S, кВА	956,8	0	425,7	1272	909
P, кВт	918,528	0	408,672	1221,12	872,64
Q, квар	267,904	0	119,196	356,16	254,52
U, В	9942,372	9861,562	10124,842	10500	10500
Авария между реклоузерами REC87 и REC88 при напряжении на шинах НН ПС «Куликовская» 10,5 кВ
Параметры электрической сети	Коммутационные аппараты
	REC87	REC88	REC89	Выключатель фидера №1	Выключатель фидера №5
I, A	0	0	24,275	17,332	49,982
S, кВА	0	0	425,7	315,2	909
P, кВт	0	0	408,672	302,592	872,64
Q, квар	0	0	119,196	88,256	254,52
U, В	10400,993	10118,957	10124,842	10500	10500
Авария между реклоузерами REC88 и REC89 при напряжении на шинах НН ПС «Куликовская» 10,5 кВ
Параметры электрической сети	Коммутационные аппараты
	REC87	REC88	REC89	Выключатель фидера №1	Выключатель фидера №5
I, A	55,561	0	0	17,332	26,575
S, кВА	956,8	0	0	315,2	483,3
P, кВт	918,528	0	0	302,592	463,968
Q, квар	267,904	0	0	88,256	135,324
U, В	9942,372	9861,562	10324,185	10500	10500

Данные результаты позволят произвести правильную настройку функций защиты и автоматики кольцевой электрической сети 10 кВ, реализуемых реклоузерами и выключателями фидерных ячеек, обеспечить их согласование, селективность и чувствительность, что позволит повысить надежность электроснабжения потребителей и сократить перерывы в электроснабжении.

Следует отметить, что на примере рассмотренной модели кольцевой сельской электрической сети 10 кВ в работе [19] был произведен расчет значений токов двухфазного и трехфазного КЗ в различных точках сети, который позволил осуществить настройку МТЗ и токовых отсечек головных выключателей, отходящих от ПС линий, и установленных в сети реклоузеров с учётом направления тока, протекающего через реклоузеры. Также данные значения могут использоваться как один из информационных признаков, для бесканального дистанционного контроля результатов работы реклоузеров, других режимов работы рассмотренной электрической сети.

В свою очередь, в работе [20] также на примере рассмотренной в данной работе модели сельской кольцевой электрической сети 10 кВ была разработана методика расчёта режима трёхфазного короткого замыкания в электрической сети 10 кВ, которая учитывает место возникновения замыкания и влияние значения тока нагрузки на полный ток в сети в рассматриваемом режиме. Методика позволяет также рассчитать значение напряжения в разных точках сети при коротком замыкании в ней. Было выявлено, что при замыканиях в удалённых от источника питания (шины подстанции) точках ток нагрузки составляет от 6,846 до 35,83% полного тока КЗ. При этом фазное напряжение в линии изменяется от 0 В в точке короткого замыкания до 5711 В на шинах подстанции.

Выводы

Оснащение электрических сетей средствами контроля их конфигурации позволяет повысить надежность электроснабжения потребителей. В этом случае необходимо сначала выполнить проверки на соответствие ограничениям, связанным с возможностью управления конфигурацией. Одним из ограничений является ограничение на обеспечение нормализованного уровня напряжения на входах потребителя. Это ограничение требует выполнения условия, при котором при изменении конфигурации сети отклонение напряжения в контрольных точках сети, а именно в точках передачи электроэнергии потребителям, не должно выходить за пределы, установленные нормативными документами. Проверка выполнения этого условия проиллюстрирована на примере подстанции 110/35/10 кВ «Куликовская», а высоковольтные вводы подстанции 10/0,4 кВ рассматриваются как точки передачи электроэнергии потребителям. Проведенные расчеты показали, что во всех вариантах конфигурации сети, во всех рассмотренных режимах уровень напряжения в контрольных точках соответствует нормам. Таким образом, в рассматриваемой сети можно управлять конфигурацией с целью обеспечения высокого уровня надежности электроснабжения потребителей. Расчеты параметров режимов работы сети позволили получить значения тока в точках установки коммутационных аппаратов, мощности, передаваемой в этих точках, позволили реализовать некоторые методы дистанционного мониторинга работы коммутационных аппаратов, а также обеспечить реализацию принцип наблюдаемости электрической сети.