Определение токов коротких замыканий в сельской электрической сети 10 кВ, секционируемой реклоузерами для осуществления дистанционного контроля их срабатывания

Введение. Электрические сети 6–20 кВ являются наиболее протяжёнными распределительными электрическими сетями, суммарная протяжённость линий напряжением 6–20 кВ, находящихся на балансе Россети, составляет согласно информации, приведённой в положении ОАО «Россети» о единой технической политике в электросетевом комплексе, более 947 тысяч километров. Большинство из них – ЛЭП 10 кВ. В сельской местности линии электропередачи (ЛЭП) 10 кВ могут иметь длину по магистрали порой более 50 км. При этом средняя длина ЛЭП 10 кВ, например, для разных районов Орловской области составляет 13–23 км. Аварийность данного класса сетей также довольно высока. Согласно тем же данным поток отказов для данных линий (на 100 км) может быть от 14 до 31 отказов в год [1]. Большинство сельских электрических сетей 10 кВ на сегодняшний день выполнены кольцевыми, работающими в нормально разомкнутом режиме и секционируемыми с помощью разъединителей, что не позволяет осуществлять автоматическое управление конфигурацией таких сетей при изменении ситуации в них, например, при появлении короткого замыкания на одном из участков сети. Это приводит к неоправданно большим, от 1,5 до 10 часов и более, перерывам в электроснабжении потребителей, что при электроснабжении сельскохозяйственных потребителей вызывает нарушение технологических процессов, снижение продуктивности животных и птицы, недовыпуск и порчу сельскохозяйственной продукции. Одним из направлений повышения надёжности электроснабжения сельских потребителей является совершенствование конфигурации электрических сетей 10 кВ, в том числе внедрение способов и технических средств, позволяющих автоматически управлять конфигурацией сети. При этом выделяются повреждённые участки, а на неповреждённые подаётся питание от резервных источников электроснабжения. Реализация принципов автоматического управления конфигурацией сельских распределительных электрических сетей позволяет сократить количество и время перерывов в электроснабжении, но требует внедрения в электрические сети «интеллектуальных» коммутационных аппаратов, позволяющих обеспечить необходимые переключения автоматически при изменении параметров режимов работы сети.

К таким техническим средствам, в частности, относятся реклоузеры – устройства, реализующие функции сетевого секционирования и резервирования электрической сети, что позволяет значительно повысить надежность электроснабжения потребителей. Реклоузер предназначен для коммутации воздушных линий электропередачи среднего класса напряжения 2,4–38 кВ и содержит вакуумный высоковольтный выключатель, контактные выводы которого выполнены в виде токовых вводов реклоузера, трансформаторы тока проходного типа, закрепленные на токовых вводах, и другие элементы [2–5].

Одним из принципов управления конфигурацией является наблюдаемость сети, которая обеспечивается техническими средствами мониторинга, контроля и учёта параметров режимов работы электрических сетей. Обеспечение наблюдаемости сети требует знания параметров режимов её работы, численных значений токов и напряжений, характеризующих тот или иной режим работы сети. Знание, в частности, значений токов коротких замыканий в сети позволяет дистанционно определять участок, на котором произошло короткое замыкание, правильно настроить средства релейной защиты и автоматики, применяемые в сети. Существует ряд способов, позволяющих, зная значения токов коротких замыканий в различных точках сети и последовательность их появления и исчезновения, дистанционно, с помощью средств мониторинга, устанавливаемых на подстанции, без использования специальных каналов связи, определять результаты работы коммутационных аппаратов, установленных в сети. Такой подход обеспечивает наблюдаемость сети даже при отсутствии средств связи или при их отказе, отключении по какой-либо причине.

Реклоузер оснащается, как правило, микропроцессорным блоком управления, который обеспечивает возможность передачи данных по различным каналам связи о работе устройства в единый информационный центр управления электрическими сетями, при этом также имеется возможность организовать связанную работу блока автоматизации подстанции и реклоузеров, установленных в отходящих от подстанции линиях электропередачи [6, 7]. Это, в свою очередь, позволяет производить мониторинг параметров режимов работы сети и адаптивное управление сетью. В то же время нельзя гарантировать надёжности связи между устройствами, установленными в сети, и блоком автоматизации подстанции, так как связь может быть отключена при чрезвычайных обстоятельствах, могут наблюдаться её нарушения вследствие климатических воздействий, воздействий техногенного характера. Передаваемые данные могут быть искажены в результате взлома злоумышленниками. Поэтому разрабатываются средства бесканального дистанционного контроля коммутационных аппаратов, основанные на использовании таких информационных признаков параметров режимов работы сети, как изменение тока и напряжения в сети, в том числе наличие, значение и форма бросков тока, последовательность их появления и исчезновения и многие другие [8]. Способы подробно рассмотрены в патентах № 2304339, № 2215356, № 2335057 и других.

Использование данных способов требует знания уставок срабатывания, установленных в сети и на подстанции коммутационных аппаратов. Выбор же уставок, в свою очередь, требует проведения расчётов, в том числе и токов коротких замыканий в различных точках сети.

Цель исследования заключается в определении значений токов двухфазных и трехфазных коротких замыканий в кольцевой нормально разомкнутой электрической сети 10 кВ, содержащей реклоузеры.

Материал и методы исследования. Объектом исследования является кольцевая электрическая сеть 10 кВ, содержащая реклоузеры и получающая питание от разных секций шин низкого напряжения подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ, находящейся на балансе Филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орёлэнерго». Сеть является нормально разомкнутой, что достигается нормально отключенным положением реклоузера REC88. Реклоузеры REC88, REC87 и REC89 выполняют функции пунктов секционирования и резервирования. Головные выключатели ВК на отходящих линиях (фидерах) Ф-1 и

Ф-5 оснащены делительной автоматикой, т.е. при исчезновении напряжения на соответствующих шинах подстанции они отключаются. После этого, в зависимости от того, на каких шинах подстанции исчезло напряжение, включаются REC88 и REC87 или REC88 и REC89, подавая напряжение на резервируемые участки ЛЭП. Работа схемы в замкнутом режиме не предусмотрена. Реализация способов дистанционного контроля работы реклоузеров, а также мониторинга параметров режимов работы рассматриваемой сети включает в себя, в том числе, задачу определения значения тока коротких замыканий в заданных точках. Это позволяет осуществить контроль успешных и неуспешных включений реклоузеров, выявить отключенные участки сети, выполнить другие способы дистанционного контроля согласно патентам № 2304339, № 2215356, № 2335057 и др.

Короткие замыкания в рассматриваемой сети могут возникать в разных ситуациях, то есть при питании сети или её участков как от Ф-1, так и от Ф-2. Возможны случаи включения реклоузеров на короткие замыкания при выполнении функции автоматического включения резерва АВР. На схеме сети (рисунок 2) указаны точки короткого замыкания К1-К8, для которых рассчитываются токи короткого замыкания. Предметом исследования являются режимы двухфазных и трехфазных коротких замыканий в точках К1-К8 в заданных ситуациях. Токи нагрузки на секциях шин 10 кВ ПС «Куликовская» 110/35/10 кВ при расчётах тока короткого замыкания не учитываются, так как рассматривается только сеть 10 кВ после головных выключателей линий Ф-1 и Ф-2 и при этом за базисное принято максимальное напряжение на шинах 10 кВ.

При проведении исследования использовался метод расчета токов КЗ в относительных единицах, использующийся при наличии в расчетной схеме электрической сети нескольких ступеней напряжения. Данный метод характеризуется тем, что изначально задаются условия, представляющие собой входные данные для проведения расчетов, а именно: базисная мощность Sб = 1000 МВА согласно ГОСТ Р 52735-2007 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ», а также базисное напряжение, принимаемое равным Uб = 11 кВ, согласно ГОСТ 29322-

2014 (IEC 60038:2009) «Напряжения стандартные», представляющее собой напряжение ступени, относительно которого производится расчет токов короткого замыкания. Базисное напряжение принимается в расчетах максимально допустимым для рассматриваемой ступени напряжения с целью определения наибольших токов КЗ.

Результаты исследований и их обсуждение. Расчет токов КЗ в рассматриваемой сельской кольцевой электрической сети 10 кВ проводился с учетом сопротивлений цепей схе- мы замещения на стороне 110 кВ, по которым запитана подстанция «Куликовская» 110/35/10 кВ от подстанции «Орловская Районная» 220/110/10 кВ, находящейся на балансовой принадлежности электросетевой организации ФСК «ЕЭС», обеспечивающей транзит мощности от Курской АЭС в энергосистему Орловской области и другие регионы. Сопротивления схемы замещения на стороне 110 кВ подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ и модель рассматриваемой кольцевой сети 10 кВ с реклоузерами представлены на рисунках 1, 2.

Рисунок 1 – Схема замещения прямой (1) и обратной (2) последовательностей электрических цепей, осуществляющих питание подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ

Сопротивление системы, осуществляющей питание подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ, определяется по формуле (1) со- гласно ГОСТ Р 52735-2007 «Короткие замыка-

_ Хб _     S₆    _      1000^10 6

^{с -} S k - \37л_: р7кзип - Va^ii5^i0 ³ ^i6,6^i0 ³

где S б – базисная мощность, 1000 МВА;

S к – мощность КЗ на шинах источника питания, МВА;

U ср – среднее напряжение в месте установки элемента, для номинального напряжения 110 кВ используем допустимое напряжение системы 115 кВ, по ГОСТ 29322-2014 (IEC 60038:2009) «Напряжения стандартные»;

Iкз.ип – ток трехфазного КЗ на шинах подстанции «Орловская Районная» 220/110/10 кВ, со- ния в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ»:

= 0,302 (о.е.),

ставляющий по данным филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго» 16,6 кА.

На подстанции установлены трехобмоточные трансформаторы ТДТН-10000 кВА, сопротивление в процентах одного из которых можно определить по системе уравнений (2)– (4), исходя из технических характеристик трансформатора [9]:

% твн % = 0,5(и _квн — нн % + и _квн — сн % - и _ксн — нн %) = 0,5(10,5 + 17,5 - 6,5) = 10,75 %,     (2)

W% = 0,5(п квн — сн % + « ксн - нн % — ^ квн - нн %) = 0,5(10,5 + 6,5 - 17,5) => 0% ,      (3)

W% = 0,5(П квн - нн % + М ксн — нн % - М квн — нн %) = 0,5(17,5 + 6,5 - 10,5) = 6,75% ,     (4)

где u кВН-НН% – напряжение короткого замыкания между обмотками ВН и НН, 17,5% [9];

u кCН-НН% – напряжение короткого замыкания между обмотками CН и НН, % [9];

u кВН-CН% – напряжение короткого замыкания между обмотками ВН и CН, % [9].

Рисунок 2 – Рассматриваемая кольцевая электрическая сеть 10 кВ с реклоузерами и расчетными точками КЗ

Сопротивление обмоток ВН и НН транс- форматора ТДТН-10000, требуемое для расчета токов КЗ в кольцевой сети, определим по фор- муле (5):

Х,— • —,        (5)

б      100 ^ номТ,                    ' '

где xT% – сопротивление обмотки трансформа- тора, в %;

S номТ – номинальная мощность трансформатора, 10 МВА. Таким образом, сопротивление обмоток:

_ 10,75 ^{Х тВН} = Ч0Ғ _ 6,75 ^Х т^НН = 100

1000-10 ⁶

10-10 ⁶ 1000-10 ⁶

10-10 ⁶

10,75 (о.е.);

6,75 (о.е.).

Активным сопротивлением питающих подстанцию линий L1 и L2 пренебрегают в соответствии с ГОСТ Р 52735-2007 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ». В расчете используется удельное индуктивное сопротивление, которое для провода АС-185/29, которым выполнены линии 110 кВ, питающие подстанцию «Куликовская» 110/35/10 кВ, составляет 0,413 Ом/км. С учетом этого сопротивление линии в относительных единицах определяется по формуле (6):

^X L = ^Х у д • ^L • ^,         (6)

где L – длина линии, км;

U ср – среднее напряжение в месте установки данного элемента, кВ;

x yд – удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км.

Сопротивление линии № 1 составляет:

X L1 = 0,413 ^17,1^ (1000^ = 0,534 ( о . е .) .

Аналогично сопротивление линии № 2:

1000•10 6

X L2 = 0,413 • 15,14 •              ₂ = 0,473 ( о . е .).

(115 • 10 ³ ) ²

Сопротивление параллельных линий L 1 и L 2 определим по формуле (7):

X l^kb = ;^ = 0,251 ( о . е .).    (7)

Значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ на шинах 10 кВ подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ определим по формуле (8) согласно ГОСТ Р 52735-2007 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расче- та в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ»:

/ п 0 = fX кА, ^л рез ( б )

где E`` – сверхпереходная ЭДС, значение кото- рой при отсутствии в расчетной схеме генераторов равно 1;

x рез(б) – результирующее сопротивление до точки КЗ, о.е.;

I б – базисный ток, кА, определяемый по формуле (9):

' б   .3- =ГО= ⁵²'⁴⁹ <КА>-  (9)

Таким образом, ток трехфазного КЗ в точке К 1 в случае, если сеть запитана от Ф-1, и в точке К 7 – если от Ф-5:

J К 1( К 7) _ 52,49^10 3 ^{п 0}           18,053

= 2,906 кА.

Для того чтобы определить токи трехфаз- ного короткого замыкания в точках К2–К6, К8, требуется знать сопротивления проводников участков линий электропередачи 10 кВ. При этом формула (6), по которой ранее производился расчет, примет вид (10) в связи с тем, что отношение индуктивного сопротивления линии к активному в этом случае меньше чем в 3 раза:

Z L = Z , g -L--^ . (10) где z yд – удельное полное сопротивление линии, Ом/км, определяемое по формуле (11):

^z yg =

/г уд + ^Х уд .          (11)

где x yд – удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км;

r yд – удельное активное сопротивление линии, Ом/км.

Удельные активные и индуктивные сопротивления для проводников и кабелей, используемых в рассматриваемой электрической сети 10 кВ, были определены по данным ГОСТ 31946-2012 «Провода самонесущие изолированные и защищенные для воздушных линий электропередачи. Общие технические условия» и источника [10]; их значения, а также рассчитанные по формулам (10), (11) удельные полные сопротивления и сопротивления в относительных единицах для ступени напряжения, на которой установлены данные проводники, приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Марки, сечения и сопротивления проводников, используемых в рассматриваемой кольцевой электрической сети 10 кВ, содержащей реклоузеры

Фидер № 1
Участок линии	1–93	93–96	96–139	139–140	140–141, 143–144, 145–146, 148–150		141–143, 144–145, 146–148	149 – 7-1, 7-3, 7-4, 7-5 – 7-6
1	2	3	4	5	6		7	8
Марки и сечение провода	AC-70	3СИП-3 1×50	АС-70	3СИП-3 1×95	АСБп 3×120		АС-35	АСБп 3×120
Длина, км	6,371	0,174	3,185	0,005	1,28		0,342	0,538
rуд, Oм/км	0,46	0,72	0,46	0,363	0,253		0,777	0,253
xуд, Oм/км	0,275	0,299	0,275	0,284	0,081		0,301	0,081
zуд, Oм/км	0,536	0,78	0,536	0,461	0,266		0,833	0,266
xб, о.е.	28,2	1,122	14,11	0,02	2,814		2,354	1,183
Участок линии	149-150	7-1 – 7-3, 7-4 – 7-5, 7-6, 7-18		7-18   – 27-1	27-1 – 27-3	27-3   – 27-4	152-153, 155-156, 157-158	150-152, 153-155, 156-157, 158-159
Марки и сечение провода	АС-35	АС-35		АСБп 3×120	АС-35	АСБп 3×120	АСБп 3×120	АС-35
Длина, км	0,065	0,975		0,175	0,13	0,423	0,96	0,39
rуд, Oм/км	0,777	0,777		0,253	0,777	0,253	0,253	0,777
xуд, Oм/км	0,301	0,301		0,081	0,301	0,081	0,081	0,301
zуд, Oм/км	0,833	0,833		0,266	0,833	0,266	0,266	0,833
xб, о.е.	0,447	6,712		0,385	0,895	0,93	2,11	2,685
Фидер №5
Участок линии	1-124	124-136		136 – 8-1		8-1 – 10-20		124 – 1-19а
Марки   и сечение провода	3СИП-3 1×70	3СИП-3 1×70		АС-50		АС-70		3СИП-3 1×70
Длина, км	7,8	0,819		0,06		1,1		0,88
rуд, Oм/км	0,493	0,493		0,592		0,46		0,493
xуд, Oм/км	0,291	0,291		0,292		0,275		0,291
zуд, Oм/км	0,572	0,572		0,66		0,536		0,572
xб, о.е.	36,873	3,872		0,327		4,873		4,16
Участок линии	1-19а – 1-21		1-21 – 1-23	1-23 – 125	1-23 – 5-1	5-1 – 53	1-25 – 1-26	1-26 – 1-49
Марки и сечение провода	3СИП-3 1×70		АПвПуг-10 3×120	3СИП-3 1×70	АПвПуг-10 3×120	АС-35	АПвПуг-10 3×120	3СИП-3 1×70
Длина, км	0,088		0,707	0,122	0,227	0,047	0,32	1,118
rуд, Oм/км	0,493		0,253	0,493	0,253	0,777	0,253	0,493
xуд, Oм/км	0,291		0,084	0,291	0,084	0,301	0,084	0,291
zуд, Oм/км	0,572		0,267	0,572	0,267	0,833	0,267	0,572
xб, о.е.	0,416		1,56	1,56	0,501	0,324	0,706	5,285

Таким образом, полученные значения сопротивлений проводников в относительных единицах позволили определить по формуле (9) токи трехфазного металлического замыкания в точках К2, К4, К6, а также в наиболее удаленных от первой и второй секций шин подстанции точках К3, К5, К8, что необходимо для настройки уставок защиты выключателей линий Ф-1 и Ф-5 и защиты реклоузеров. Полученные чис- ленные значения токов трехфазного КЗ приведены в таблице 2.

Для настройки уставок максимальной токовой защиты (МТЗ) выключателей ВК линий Ф-1 и Ф-5 и реклоузеров требуется знать также токи двухфазного короткого замыкания в заданных точках.

Для расчета токов двухфазных КЗ так же, как и при расчете трехфазных, будем использо- вать метод симметричных составляющих. При этом предварительно необходимо, кроме ранее рассчитанных сопротивлений прямой последовательности, определить сопротивления обратной последовательности.

Схема замещения обратной последовательности учитывает все элементы исходной расчетной схемы прямой последовательности, представленной на рисунке 1 (1). Сопротивления обратной последовательности трансформаторов воздушных линий следует принимать равными сопротивлениям прямой последовательности согласно ГОСТ Р 52735-2007 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ». Таким образом, для сопротивлений обратной последовательности справедливо равенство (12), расчетная схема обратной последовательности представлена на рисунке 1 (2):

^Х 1 рез = ^х 2 рез^.

Ток двухфазного короткого замыкания при расчете по методу симметричных составляющих определим по формуле (13):

' КГ ^^^^' б ,      (13)

где E – эквивалентная ЭДС учитываемых источников энергии, в роли которых выступает подстанция «Районная» 220/110/10 кВ, принимаем равным 1;

x 1эк – эквивалентное индуктивное сопротивление прямой последовательности относительно точки несимметричного КЗ;

x 2эк – эквивалентное индуктивное сопротивление обратной последовательности относительно точки несимметричного КЗ.

Например, с учетом известных значений в относительных единицах цепей сопротивлений прямой и обратной последовательности ток двухфазного КЗ в точке К1 (К7):

' (2)      = ¹ '5 ² ,49 ^,1 0 ³    = 1        (кА)

• ^{К 1 ( К 7)}     18,053 + 18,053       ,      ' '

В других расчетных точках рассматриваемой электрической сети данный параметр определяется аналогично.

Полный ток двухфазного КЗ определяется по формуле (14) согласно ГОСТ Р 52735-2007 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ»:

і⁽² ) =т⁽²⁾-' _к ⁽ з ²⁾ , (14) где m – коэффициент, значение к о торого для тока двухфазного КЗ составляет V3 . Таким образом, для К1 (К7) точек КЗ:

• ^І (2 ⁾ _{( К 7)} = V3 ■ 1,454 = 2,518 (кА).

Данное значение тока двухфазного КЗ и значения тока в других рассматриваемых точках при разных режимах работы рассматриваемой электрической сети представлены в таблице 2.

Таблица 2 – Значения токов трехфазных и двухфазных КЗ в рассматриваемой электрической сети 10 кВ при разных режимах работы

Режим 1 (Питание от фидера № 1 подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ)
Рассчитываемые токи КЗ	Номер точки
	1	2	3	4	5	6	7	8
Трехфазные металлические замыкания, А	2906	854	679	734	657	707	455	600
Двухфазные короткие замыкания, А	2517	740	588	636	569	612	394	520
Режим 2 (Питание от фидера № 5 подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ
Трехфазные металлические замыкания, А	455	730	680	848	765	888	2906	820
Двухфазные короткие замыкания, А	394	632	589	734	663	769	2517	710

Представленные в таблице данные позволяют выявить случаи включения реклоузеров на короткие замыкания. Для этого анализируются значения токов короткого замыкания на линиях Ф-1 и Ф-5. Проиллюстрируем выявление случая включения реклоузера REC89 на двух- фазное короткое замыкание в точке К6. Такая ситуация может возникнуть следующим образом. В нормальном режиме выключатели ВК линий Ф-1 и Ф-5, реклоузеры REC87, REC89 включены, реклоузер REC88 отключен. При возникновении двухфазного короткого замыка- ния в точке К6 отключится с помощью МТЗ головной выключатель ВК линии Ф-5. Этот факт будет зафиксирован по броску тока короткого замыкания со значением, близким к 769 А, блоком автоматизации подстанции (БАП), показанным на рисунке 2 (на рисунке показаны только связи БАП для контроля токов в линиях Ф-1 и Ф-5). После этого будет осуществлено автоматическое повторное включение (АПВ) выключателя ВК линии Ф-5. Если замыкание устойчивое – вновь блоком БАП будет зафиксирован бросок тока со значением, близким к 769 А. После этого выключатель линии Ф-5 будет отключен. В связи с исчезновением напряжения со стороны линии Ф-5, после выдержки времени, согласованной с циклами АПВ ВК линии Ф-5 и реклоузера REC89, включится реклоузер REC88, выполняя функцию АВР. БАП зафиксирует при этом увеличение тока нагрузки на линии Ф-1. При появлении напряжения со стороны линии Ф-1 и его отсутствии со стороны Ф-5 реклоузер REC89 включится. Но, поскольку короткое замыкание не устранилось, его включение произойдёт на короткое замыкание. При этом БАП зафиксирует бросок тока в линии Ф-1, близкий к 612 А. Сопоставление фактов появления бросков тока короткого замыкания с определенной величиной на линиях Ф-5 и Ф-1, их последовательности появления, позволит выявить случай включения реклоузера REC89 на двухфазное короткое замыкание в точке К6.

Безусловно, данный пример не является полным для рассмотрения случаев включения REC89 на короткое замыкание, так как данный реклоузер может включиться на короткое замыкание, произошедшее в любой точке на участке между ВК линии Ф-5 и непосредственно REC89 и ток этого замыкания может составлять от 394 до 612 А. Необходимо учитывать и нагрузку линии Ф-1 и участка линии Ф-5, запитанного через REC88 в момент включения REC89 на короткое замыкание. Однако в настоящей статье задача подробного анализа ситуаций в сети не ставилась, а его основой является выполненный расчёт токов короткого замыкания в сети.

Выводы. Полученные расчетные значения токов двухфазного и трехфазного КЗ в различных точках сети позволяют осуществить настройку МТЗ и токовых отсечек головных выключателей отходящих от ПС линий и установленных в сети реклоузеров с учётом направления тока, протекающего через реклоузеры. Так- же данные значения могут использоваться как один из информационных признаков, для бес-канального дистанционного контроля результатов работы реклоузеров, других режимов работы рассмотренной электрической сети.

Осуществление дистанционного контроля работы реклоузеров в сети 10 кВ позволяет оперативно реагировать на возникновение различных ситуаций в сети, за счёт чего сокращается время перерывов в электроснабжении потребителей, подключенных к повреждённым участкам. При этом осуществление бесканаль-ного дистанционного контроля позволяет обеспечить повышение достоверности информации, получаемой о результатах работы с помощью средств связи, а также при отсутствии связи является единственным способом контроля результатов работы реклоузеров.