Разработка методики выбора места установки пунктов сетевого секционирования и резервирования в сельских электрических сетях 6-10 кВ

Введение. Завышенные протяжённости линий электропередачи (ЛЭП) 0,4-10 кВ в сельской местности приводят к тому, что аварийность сетей 0,4-10 кВ остаётся высокой. Перерывы в электроснабжении часто превышают 72 часа в год. Согласно «РД 34.20.574. Указания по применению показателей надежности элементов энергосистем и работы энергоблоков с паротурбинными установками», поток отказов сельских сетей 0,4 кВ на 100 км составляет 25 год-1. Аналогичный показатель для сетей 6-10 кВ составляет 7,64 год-1, а для воздушных линий 35-110 кВ в зависимости от типов используемых опор и количества цепей от 0,13 до 1,44 год-1, что значительно меньше, чем для сетей классов напряжения 0,4-10 кВ.

Для решения задачи повышения надежности электроснабжения в работе [1] разработана концепция, предполагающая использование пунктов сетевого секционирования и резервирования (ПСР) линий электропередачи 0,4 кВ – мультиконтактных коммутационных систем. В работе отмечено, что основными критериями выбора места установки мультиконтактных коммутационных систем в сельских сетях 0,4 кВ являются:

• 1)    повышение надежности электроснабжения [2];

• 2)    повышение эффективности защиты ЛЭП 0,4 кВ [3].

В свою очередь, выбор места установки пунктов секционирования и резервирования сельских электрических сетей 6-10 кВ также должен основываться на определенных критериях. Во-первых, установка ПСР 6-10 кВ должна обеспечить повышение надежности электроснабжения потребителей, подключенных к электрической сети 6-10 кВ. Данный критерий должен быть учтен при выборе места установки ПСР 6-10 кВ в любых сельских электрических сетях: как радиальных, так и кольцевых. При этом, для кольцевых электрических сетей, имеющих два и более источников питания, также следует учесть указанные ниже критерии. В случае установки ПСР 6-10 кВ в кольцевую электрическую сеть возможны ситуации, при которых питание всех потребителей будет осуществляться от одного источника, например, при аварии на электрооборудовании центра питания с высшим напряжением 35-110 кВ; в таком случае при реализации ПСР 6-10 кВ функции автоматического включения резерва (АВР) следует учитывать, что напряжение у наиболее удаленных потребителей от секции шин 6-10 кВ питающей подстанции должно соответствовать ГОСТ 32144-2013 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». Данное положение будет являться вторым критерием, ограничивающим применение ПСР  6-10 кВ в  сельских электрических сетях. Следует отметить, что в случае реализации ПСР 6-10 кВ функции АВР при выходе из строя одного из центров питания по головным участкам электрической сети 6-10 кВ будет протекать мощность большая, чем протекающая в нормальном режиме, т.е. должна обеспечиваться пропускная способность сети. Данное положение является третьим критерием, влияющим на место установки ПСР. В настоящее время наиболее проработанным решением, используемым для секционирования и резервирования сельских электрических сетей 6-10 кВ являются реклоузеры [4-8]. Реклоузеры – это коммутационные аппараты, имеющие один силовой контакт, причём управление контактом осуществляется независимо. Применение реклоузеров в электрических сетях 6-10 кВ даёт возможность автоматически, или по команде диспетчера, изменять конфигурацию сети при изменении режима ее работы. Для этого реклоузеры оснащены микропроцессорным блоком управления, позволяющим обеспечивать передачу данных в центр управления сетями электросетевой организации.

Таким образом, применение реклоузеров в электрических сетях 6-10 кВ позволяет повысить надёжность электроснабжения потребителей. Оценка степени увеличения надёжности электроснабжения потребителей при использовании в сети реклоузеров требует разработки специальной методики, так как существующие методики не учитывают особенностей реклоузеров. Так, в источнике [9] компанией-производителем «Таврида Электрик» предложена методика выбора места установки реклоузеров и их количества на основе индексов SAIFI, ARAE, RNRE. Данная методика является в настоящее время единственной используемой в практической эксплуатации, при этом она характеризуется следующими недостатками:

• -    при выборе места установки не осуществляется учет нагрузок потребителей электрической сети, подключенных к разным участкам в результате установки реклоузера;

• -    не учитываются показатели надежности электрической сети;

• -    отсутствует возможность выбора наиболее эффективного место установки реклоузера, а эффективность его размещения определяется после установки путем сравнения показателей аварийных и плановых отключений электрической сети до и после установки.

В работе [10] представлена модель радиальной электрической сети 10 кВ, на которой производится оценка эффективности внедрения 3-х реклоузеров на основании расчета показателей надежности электроснабжения, содержащая 14 трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ суммарной нагрузкой 730,9 кВт протяженностью 20,3 км. Выявлено, что недоотпуск электроэнергии в сети при использовании реклоузеров снижается с 12008 кВт·ч/год до 5764 кВт·ч/год, а продолжительность отключения потребителей с 11,1-15,75 ч/год до 2,16-3,6 ч/год. При этом в работе не даны рекомендации по выбору оптимального места установки реклоузеров, а также применено 3 реклоузера для радиальной сети 10 кВ, что приводит к увеличению капитальных затрат на модернизацию сети и не является эффективным в связи с отсутствием резервного источника питания.

Цель работы заключается в разработке методики выбора места установки пунктов сетевого секционирования и резервирования в сельских электрических сетях 6-10 кВ.

Материалы и методы исследования.

При разработке методики выбора места установки реклоузеров в сельских электрических сетях 6-10 кВ осуществлялся расчет показателей надежности основных элементов сети в соответствие с «РД 34.20.574. Указания по применению показателей надежности элементов энергосистем и работы энергоблоков с паротурбинными установками» и данными программного комплекса «Аварийность» электросетевой организации ПАО «Россети Центр и Приволжье», содержащим сведения по аварийным отказам и плановым ремонтам основного силового электрооборудования подстанций и линий электропередачи.

Для проведения исследования была выбрана радиальная электрическая сеть 10 кВ – фидер №4, запитанный от шин низкого напряжения подстанции «Лубянская» 35/10 кВ, модель которого, разработанная на основе поопорной схемы, представлена на рисунке 1.

ПС «Лубянская» 35/10 кВ оп. 3/18

Брусовец

Альтернативное место установки REC (В.№3)

Крупышино

Рисунок 1 - Модель исследуемой сельской электрической сети 10 Кв

Альтернативное место установки REC (В.№2)

Действующее место установки REC (В.№1)

Следует отметить, что электрическая сеть подключена к система сборных шин низкого напряжения 10 кВ подстанции «Лубянская» 35/10 кВ с 8 присоединениями. В свою очередь, к исследуемой электрической сети 10 кВ подключено 10 потребителей -трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ (ТП 10/0,4 кВ), 9 из которых обслуживаются филиалом ПАО «Россети Центр»-«Орелэнерго». Суммарная протяженность электрической сети 10 кВ составляет 23,57 км.

В настоящее время реклоузер в электрической сети 10 кВ установлен за опорой №12/2 (вариант №1) на потребительской отпайке протяженностью 3,64 км и предназначен для отключения ТП 10/0,4 кВ с диспетчерским наименованием Л-4-13, обслуживаемой Знаменским СГЦ, так как в случае повреждения на оборудовании потребителя, время устранения повреждения персоналом филиала ПАО «Россети Центр»-«Орелэнерго» будет выше ввиду того, что потребуется ручное отключение линейного разъединителя ЛР-10 кВ Л-4-4. При этом данный участок ЛЭП выполнен проводом СИП-3 3х70, а другие - голым проводом, их суммарная протяженность 23,57 км с общим количеством подключенных ТП 10/0,4 кВ - 9. С учетом данного фактора можно предположить, что место установки реклозера в электрической сети 10 кВ выбрано не рационально, в связи с чем следует рассмотреть другие места установки, представленные на рисунке 2, а именно: за опорой №95 (вариант №2) и за опорой №5/1 (вариант №3).

Таким образом, для выбора оптимального места установки реклоузера необходимо провести расчет показателей надежности электроснабжения, при этом следует начинать с секции сборных шин 10 кВ, которая непосредственно влияет на возможность питания потребителей сети 10 кВ. Так как в случае выхода одного из трансформаторов 35/10 кВ, вводного выключателя 10 кВ или питающей ВЛ 35 кВ можно произвести оперативные переключения и подать питание на секцию шин 10 кВ по второй цепи. Таким образом, на расчет надежности будут непосредственно будут влиять показатели надежности следующих элементов: секции сборных шин 10 кВ, выключателя отходящего фидера №4 ВЛ 10 кВ типа ВМГ-10-630-20, реклоузера, участков электрической сети 10 кВ.

Основные показатели надежности указанного электрооборудования определяются по формулам (1-5) [11].

Количество часов перерывов от аварий определяется по формуле (1) [11]:

T                   Вуч. .ЛЭП·to0.уч. ·Ч/и\ пер.ав.уч.i = Вуч. .ЛЭП .уч.   , (ч/год)(1)

где ТВуч.i.ЛЭП – среднее время восстановления, ч; ω0.уч.i – параметр потока отказов, год-1/100 км или год-1/100 шт; li – длина участка i, км.

Коэффициент планового простоя можно определяется по формуле (2) [11]: qпл.уч. i =∑T пл․ i· m^ , (о.е.)(2)

где Тпл.i – время плановых перерывов i-го элемента (оборудования, участка ЛЭП);

mi – количество плановых ремонтов в течение ремонтного цикла для i-го элемента (оборудования, участка ЛЭП).

Среднее время простоя электрооборудования при преднамеренных отключениях Тпл.i, ч, определяется по формуле (3) [11]:

∑ "

пл․ i ₌ ^∑    , (ч)                                              (3)

где ti – продолжительность i-ого ремонта электрооборудования, ч;

n – количество ремонтов за рассматриваемый период.

Суммарное время перерывов в электроснабжении можно определить как сумму времени плановых перерывов и времени аварийных перерывов по формуле (4) [11]:

пер.уч. I = пер.ав.уч. i + пл.уч. i , (ч)

В процессе работы сети возможен выход из строя одного или нескольких видов оборудования, участков линий электропередачи, что может привести к перерывам в электроснабжении потребителей, в связи с чем необходимо рассчитать вероятность безотказной работы цепей питания потребителей.

Согласно определению, «вероятность события Р(А) – отношение благоприятных ему исходов m к общему числу всех равновозможных несовместных исходов, образующих полную группу n», которое вычисляется по формуле (5) [11]:

p ⁽ A )= 5 , (о.е.) (5)

Расчет показателей надежности для каждого элемента сети необходимо выполнить как с использованием справочных данных, так и данных практической эксплуатации, исходя из которых определить наибольшие показатели вероятности отказа для непосредственного их использования в определении наиболее оптимального места установки реклоузера. Так, справочные данные по показателям надежности электрооборудования представлены в РД 34.20.574. В свою очередь, данные по аварийным и плановым отключениям элементов исследуемой сельской сети 10 кВ, занесенные в программный комплекс (ПК) «Аварийность» электросетевой организации ПАО «Россети Центр и Приволжье», представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Сведения об аварийных и плановых отключениях электрооборудования исследуемой сельской электрической сети 10 кВ

Сведения об аварийных и плановых отключениях электрической сети 10 кВ, запитанной от ПС 35/10 кВ «Лубянская», за 2018-2021 годы
Аварийные отключения
№ п/п	Дата отказа	Время отказа	Время восстановления питания	Продолжительность отказа
1	05.07.2020	02:10	02:23	0,22 ч
2	04.08.2021	09:01	14:50	5,8 ч
Плановые отключения
№ п/п	Дата отключения	Время отключения	Время восстановления питания	Продолжительность работ
1	13.02.2018	09:15	16:33	7,3
Плановые отключениях 1 секции шин 10 кВ подстанции 35/10 кВ «Лубянская» за 2017-2021 годы
№ п/п	Дата отключения	Время отключения	Время восстановления питания	Продолжительность отключения
1	31.07.2018	10:13	15:00	4,8
2	11.11.2019	10:27	16:50	6,4
Аварийные отказы масляных выключателей в филиале ПАО «Россети Центр»-«Орелэнерго» за 2018-2021 годы
№ п/п	Место установки	Поврежденный узел, деталь	Номинальное напряжение, кВ	Тип выключателя	Год изготовления
1	ПС 110/10 кВ Восточная	Опорная изоляция	10	ВМГ-10	1967
2	ПС 110/35/10 кВ Красная Заря	Блок-контакты	10	ВМПП-10	1981
3	ПС 110/35/10 кВ Шаблыкино	Опорная изоляция	10	ВМПП-10	1982
4	ПС 110/6 кВ Железнодорожная	Контактная система	10	ВМПЭ-10	1974
5	ПС 110/6 кВ Железнодорожная	Опорная изоляция	10	ВМПП-10	1973
6	РП 10 кВ Сабуровская	Опорная изоляция	10	ВМГ-10	1965

Также значительную практическую значимость имеет определение показателей надежности реклоузеров, которые являются современным оборудованием и сведения об их отказах отсутствуют в литературных источниках. В связи с этим, их необходимо определить из результатов практической эксплуатации. Так, в настоящее время в филиале ПАО «Россети Центр»-«Орелэнерго» в эксплуатации находятся 141 реклоузер, при этом за 2021 год отказал 1, установленный на ВЛ 10 кВ – фидере №16 на ПС 110 кВ «Приборная», причиной неисправности которого стал выход из строя шкафа управления. Таким образом, поток отказов может быть определен для реклоузеров значением 0,007 год-1/100·шт.

Для определения ущербов от перерывов в электроснабжении потребителей и от недоотпуска электроэнергии при схемах электроснабжения без реклоузера и с его использованием в разных точках электрической сети 10 кВ с функцией АПВ и без АПВ необходимо определить характеристики потребителей электрической сети 10 кВ.

В связи с этим были произведены оперативные замеры нагрузки на ТП 10/0,4 кВ и также взяты многолетние замеры нагрузки на вводе ВЛ-10 кВ №4 от ПС 35/10 кВ «Лубянская», которые представлены в таблице 2.

Таблица 2 – Нагрузки трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ и ВЛ-10 №4 от подстанции 35/10 кВ «Лубянская»

№ п/п	Объект (диспетчерское наименование)	Дата замера	Измеренная нагрузка, P, кВт	Принятая нагрузка, P, кВт
1	ТП 10/0,4 кВ Л-4-1/100	05.03.2022	18	18
2	ТП 10/0,4 кВ Л-4-2/40	05.03.2022	11,8	11,8
3	ТП 10/0,4 кВ Л-4-3/160	08.03.2022	21,6	21,6
4	ТП 10/0,4 кВ Л-4-4/63	-	-	11,2
5	ТП 10/0,4 кВ Л-4-6/60	07.03.2022	14,4	14,4
6	ТП 10/0,4 кВ Л-4-8/100	07.03.2022	13,8	13,8
7	ТП 10/0,4 кВ Л-4-10/63	06.03.2022	11,2	11,2
8	ТП 10/0,4 кВ Л-4-11/25	06.03.2022	4,3	4,3
9	ТП 10/0,4 кВ Л-4-12/25	08.03.2022	1,3	1,3
10	ТП 10/0,4 кВ Л-4-13/630-Потреб.	-	-	31,5
11	ВЛ-10 кВ №4 от ПС 35/10 кВ «Лубянская»	15.12.2021	93	139,1
		16.06.2021	61
		16.12.2020	83
		19.06.2020	30
		18.12.2019	30
		19.06.2019	30
		19.12.2018	50
		20.06.2018	25

Исходя из результатов замеров в соответствие с методикой, рассмотренной в работе [12] было выявлено, что время использования максимальной нагрузки потребителями в год Tmax исследуемой сельской электрической сети 10 кВ составляет 5561 ч.

Это, в свою очередь, позволит определить ущерб от аварийных перерывов для потребителей электрической сети 10 кВ в соответствие с по формулой (6) [11]:

У ав.уч. i =    ·Δ w уч. i =     ^· - уч. · уч. · г пер.ав.уч. , (руб./год),                 (6)

где y0 – удельный ущерб (y0=4,5доллара/кВт·ч или 468 руб./кВт·ч) [13];

ΔWучi – недоотпуск электроэнергии, кВт∙ч/год;

РМучi – максимальная нагрузка потребителей рассматриваемого участка сети, кВт;

ТМучi – время использования максимальной нагрузки для потребителей рассматриваемого участка сети, ч;

Тпер.ав.учi – время аварийного перерыва в электроснабжении рассматриваемого участка сети, ч.

Ущерб от плановых перерывов по формуле (7) [11]:

У пл.уч. i =    ·Δ w уч. i =     ^· - уч. · уч. · г пер.пл.уч. , (руб./год),                 (7)

где yпл0 – удельный ущерб, принимаем, с учётом снижения ущерба при плановых перерывах, yпл0= y0/2 = 234 руб./кВт·ч;

ΔWплучi – недоотпуск электроэнергии, кВт∙ч/год;

РМучi – максимальная нагрузка потребителей рассматриваемого участку сети, кВт;

ТМучi – время использования максимальной нагрузки для потребителей рассматриваемого участка сети, ч;

Тпер пл учi – время планового перерыва в электроснабжении рассматриваемого участка сети, ч.

В соответствие с работой [2] дополнительно можно обеспечить снижение ущербов от недоотпуска электроэнергии и неоплаты за электроэнергию. Данные ущербы определяются по формулам (8-9):

Ущерб от неоплаты электроэнергии ввиду недоотпуска электроэнергии рассчитывается по формуле (8) [2]:

^У ноЭЭ ⁼ ( w ^П схема. _· T перП i схема. i )· Ту , (руб./год)

где WПiсхемаi – объём потребления электроэнергии за год i-м потребителем, кВт·ч/год;

8760 – число часов в году, ч/год;

ТперПiсхемаi – время перерывов в электроснабжении i-го потребителя, ч/год;

Ту – тариф на услугу по передаче электроэнергии, 2,33 руб/кВт·ч (для Орловской области на начало 2022 года согласно данным ПАО «Россети»).

Ущерб на устранение аварийных отключений определяется по формуле (9) [11]:

∑ И ущерб.отк. I =∑ пер.ав. i · У_{устр.отк.} , (руб./год)

где Уустр.отк – сумма расходов на устранение отключений за год, руб./год;

∑1n Тпер.ав.i – сумма аварийных времени перерывов в электроснабжении за данный период времени, ч/год.

Следует отметить, что в работе была оценена возможность снижения рассмотренных ущербов за счет оснащения масляного выключателя ВМГ-10 и реклоузера функциями АПВ. Так, согласно программному комплексу (ПК) «Аварийность» электросетевой организации ПАО «Россети Центр и Приволжье», за 2018-2021 годы в филиале «Орелэнерго» было зафиксировано 2790 отключений ВЛ 610 кВ. При этом 397 автоматических повторных включений ВЛ 6-10 кВ средствами автоматики были успешными, а 1020 ручных повторных включений ВЛ 6-10 кВ персоналом оперативно-выездных бригад позволили восстановить электроснабжение потребителей. Таким образом, порядка 50% коротких замыканий в электрических сетях 10 кВ являются неустойчивыми и повторные включения коммутационных аппаратов бывают успешными, что было учтено в расчете времени перерывов в электроснабжении и эксплуатационных ущербов при использовании АПВ.

Выбор наиболее оптимального места установки реклоузера осуществлялся в соответствие с формулой (10) [2]:

э.п.   кинв.п·∑Иинв.п+∑Иэкспл.п+∑Истимул.п→mln, где ∑Иэ.п – сумма приведённых издержек, руб./год;

∑Иинв.п – сумма инвестиционных издержек, руб./год;

∑Иэкспл.п – сумма эксплуатационных издержек, включающих амортизационные отчисления и затраты на текущий ремонт и обслуживание, руб./год;

∑Истимул.п – сумма стимулирующих издержек, руб./год;

Кинв.п – коэффициент приведения инвестиционных издержек по проекту, принимаем равным 0,04 исходя из срока службы реклоузера в 25 лет.

Согласно данным филиала ПАО «Россети Центр»-«Орелэнерго» в расчете было учтено, что капитальные вложения, включающие рыночную стоимость, доставку на объект и монтаж реклоузера в электрическую сеть 6-10 кВ на начало 2022 года составляли 3.052.500 рублей.

Расчет послеаварийных режимов работы для рассмотрения критерия падения напряжения был произведен на примере кольцевой электрической сети 10 кВ, запитанной от ПС 110/35/10 кВ «Куликовская», представленной в работе [14], что позволило 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 определялось по формуле (11) [13]:

Δ и =       , (В)                                 (11)

• 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;

Unom – номинальное напряжение электрической сети, кВ.

В свою очередь, проверка по критерию предельной пропускной способности осуществлялась в соответствие с соотношением (12), согласно которому производился расчет возможности длительного протекания возросшего тока при реализации АВР реклоузером и питании кольцевой электрической сети в целом от одной секции шин 10 кВ:

1дл.доп ≥ 1р.max , где Iдл.доп. – длительно допустимый ток провода, А;

Iр.max – максимальной рабочий ток линии послеаварийного режима.

Результаты исследований и их обсуждение.

На рисунке 2 представлены результаты расчетов времени перерывов в электроснабжении потребителей при использовании радиальной схемы без реклоузера, схемы с действующим местом установки реклоузера, а также для альтернативных вариантов его установки. Было выявлено, что суммарное время перерывов в электроснабжении для потребителей составляет 19,82 ч/год, при этом время аварийных перерывов в электроснабжении – 12,25 ч/год, а плановых 7,57 ч/год.

■ Радиальная сеть

Вар. №2+АПВ оп. №92

■ Вар.№1 оп.№12/2

■ Вар. №3 оп. №5/1

■ Вар.№1+АПВ оп. №12/2   ■ Вар. №2 оп. №92

■ Вар. №3+АПВ оп. №5/1

Рисунок 2 – Время перерывов в электроснабжении потребителей при использовании радиальной схемы и схемы с реклоузером в разных точках установки сельской электрической сети 10 кВ

Установка реклозера на опору №12/2 позволила обеспечить снижение времени аварийных перерывов в электроснабжении потребителей, подключенных до него, до 10,74 ч/год, а плановых – до 6,87 ч/год, соответственно, при суммарном времени перерывов 17,6 ч/год. Так, время аварийных и плановых перерывов в электроснабжении потребителей, подключенных до реклоузера, уменьшилось в 1,14 и

На рисунке 3 представлены результаты расчетов ущербов от недоотпуска электроэнергии, неоплаты за электроэнергии, устранения аварийных отключений персоналом электросетевых организаций и суммарные ущербы при использовании радиальной схемы электрической сети 10 кВ и схем с использованием реклоузера в разных точках установки. Было выявлено, что при эксплуатации сети в радиальном исполнении ущерб составлял более 700000 руб./год.

Внедрение реклоузера в электрическую сеть на действующее место установки позволило снизить ущерб до 609411 руб./год, при этом только ущерб от недоотпуска уменьшился в 1,09 раза по сравнению с радиальной схемой. Следует отметить, что использование функции АПВ обеспечит снижения ежегодного значения рассмотренных ущербов до 410765 руб./год.

Наиболее эффективным вариантом по наименьшим эксплуатационным ущербам является установка реклоузера на опору №5/1 (вариант №3).

Суммарный ущерб, руб/год

Ущерб от неоплаты, руб/год

Ущерб от устранения отключений, руб/год

Ущерб от недоотпуска, руб/год

0     100000  200000  300000  400000  500000  600000  700000  800000

Ущерб, руб.

• ■    Вар.№3+АПВ оп.№5/1 ■ Вар.№3 оп.№5/1       Вар.№2+АПВ оп.№92 Вар.№2 оп.№92

• ■    Вар.№1+АПВ оп.№12/2 ■ Вар.№1 оп.№12/2     ■ Радиальная схема

Рисунок 3 – Эксплуатационные ущербы электросетевой организации при использовании радиальной схемы и схемы с реклоузером в разных точках установки сельской электрической сети 10 кВ

В данном случае ежегодный ущерб будет составлять 555143 руб./год, а ущерб от недоотпуска электроэнергии удастся снизить в 1,3 раза по сравнению с радиальной схемой. Реализация функции АПВ также позволяет снизить суммарный ущерб до 348461 руб./год, что является наиболее приемлемым вариантом среди рассмотренных.

Таким образом, можно сделать вывод, что наиболее оптимальным местом установки реклоузера будет опора №5/1, т.е. вариант №3. Это позволит обеспечить минимальные стимулирующие издержки при эксплуатации электрической сети 10 кВ без функции АПВ со значением 555143 руб./год, а при оснащении функцией АПВ – 348461 руб./год, что выгоднее по сравнению с радиальной сетью на 366592 руб./год.

Как ранее было отмечено, в сельских электрических сетях дополнительным критерием, по которому необходимо осуществлять выбор места установки пункта секционирования и резервирования линий электропередачи 6-10 кВ является допустимое падение напряжения. Это обусловлено тем, что потребители могут осуществлять расчет за потребляемую электрическую энергию по напряжению 6-10 кВ ввиду того, что трансформаторная подстанция 6-10/0,4 кВ будет находиться на их балансовой принадлежности. В связи с этим, согласно ГОСТ 32144-2013, медленные изменения напряжения в точке сбыта не должны превышать отклонения ±10% от номинального напряжения, то есть не опускаться и подниматься выше значений 9000 В и 11000 В.

Это возможно обеспечить за счет группового регулирования напряжения устройством регулирования под нагрузкой, установленным на понижающей трансформаторе с высшим напряжением 35-110 кВ. То есть основной целью будет являться обеспечение требуемого напряжения в точках сбыта. При этом напряжение на ТП 10/0,4 кВ, находящихся на балансовой принадлежности филиала ПАО «Россети Центр»-«Орелэнерго», могут выходить за данные диапазоны, так как за счет оснащения трансформаторов устройством переключения без возбуждения число витков и изменения коэффициента трансформации возможно будет обеспечить оптимальное напряжение у потребителей на стороне 0,4 кВ.

На примере кольцевой электрической сети 10 кВ, запитанной от ПС 110/35/10 кВ «Куликовская», включающей фидеры №1 и №5, представленной в работе [14], было выявлено, что при аварии на секции шин №1 10 кВ и питании кольцевой сети от секции шин №2 через фидер №5 в режиме максимальной нагрузок с полной мощностью 1,698 МВА напряжения на вводе наиболее удаленной потребительской ТП 10/0,4 кВ с диспетчерским наименованием К-1-25-П за счет возможности регулирования напряжения составляет 9904 В, т.е. отклоняется на -1% от номинального. Результаты расчетов отклонений напряжения в исследуемой кольцевой электрической сети 10 кВ при рассмотренном режиме, а также других возможных режимах при повреждении на участках кольцевой сети представлены на рисунке 4.

Требование допустимой пропускной способности также связано с возможностью изменения нагрузки при переключении коммутационных аппаратов в кольцевых электрических сетях 6-10 кВ и непосредственно увеличением токов нагрузки через проводники.

Данный критерий также следует рассмотреть на примере кольцевой электрической сети 10 кВ, запитанной от ПС 110/35/10 кВ «Куликовская», при этом наиболее тяжелыми режимами будут аварии на секциях шин 10 кВ №1, №5, при которых кольцевая электрическая сеть 10 кВ должна быть запитана со смежной секции шин.

В данном случае наибольшая нагрузка будет проходить на первых участках электрической сети, при этом должно соблюдаться соотношение (12), обеспечивающее пропускную способность проводника на начальных участках сети.

При аварии на секции шин 10 кВ №1 подстанции 110/35/10 кВ «Куликовская» питание сети будет осуществляться через фидер №5, первые участки которого выполнены проводом СИП-3 3х70 длительно допустимая нагрузка которого, согласно данным [15] заводов изготовителей составляет 310 А. Таким образом, по соотношению (16) проверим допустимость данного режима с учетом того, что ток нагрузки будет составлять 115 А.

^{310 А ≥ 115 А} . – режим допустим.

Произведем аналогичное сравнение при аварии на секции шин 10 кВ №2 и протекании полной мощности сети через провод АС-70, с длительно допустимым током 265 А [16]:

-8

-10

<=е=^Нормальный режим 11 кВ

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

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

Таким образом, проведенные расчеты позволяют сделать выводы, что даже в наиболее тяжелых режимах при использовании проводников оптимальных сечений обеспечивается возможность сетевого резервирования потребителей для обеспечения минимальных перерывов в электроснабжении.

Выводы. Исходя из результатов исследования можно сделать следующие выводы:

• 1.    Существующие методики выбора места установки пунктов сетевого секционирования и резервирования электрических сетей 6-10 кВ характеризуются рядом недостатков: не осуществляется учет нагрузок потребителей электрической сети, подключенных к разным участкам; не учитываются показатели надежности электрической сети; отсутствует возможность выбора наиболее эффективного место установки реклоузера;

• 2.    В работе было предложено использование методики выбора места установки пунктов сетевого секционирования и резервирования электрических сетей 6-10 кВ на основе следующих критериев: надежности электроснабжения, допустимых потерь напряжения и пропускной способности электрической сети;

• 3.    Применение методики на примере фидера №4 ВЛ 10 кВ, запитанного от шин низкого напряжения подстанции «Лубянская» 35/10 кВ, позволило из 3 вариантов выбрать наиболее эффективное место установки реклоузера, что обеспечивает снижение эксплуатационных издержек при оснащении коммутационных аппаратов функцией АПВ сетью на 366592 руб./год;

• 4.    На примере кольцевой электрической сети 10 кВ, запитанной от ПС 110/35/10 кВ «Куликовская», включающей фидеры №1 и №5, было выявлено, что при аварии на секции шин №1 10 кВ и питании кольцевой сети от секции шин №2 через фидер №5 в режиме максимальной нагрузок с полной мощностью 1,698 МВА напряжения на вводе наиболее удаленной потребительской ТП 10/0,4 кВ с диспетчерским наименованием К-1-25-П за счет возможности регулирования напряжения составляет 9904 В, т.е. отклоняется на -1% от номинального. При этом использование проводников СИП-3 3х70 и АС-70 не снижает пропускную способность электрической сети 10 кВ и обеспечивает возможность протекания тока нагрузки потребителей со значением 115 А при длительно допустимых токах проводников 310 А и 265 А.