Определение мест оптимального расположения автоматических пунктов секционирования в воздушных линиях электропередачи напряжением 6-35 кВ тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Багметов Александр Александрович

• Багметов Александр Александрович
• кандидат наук
• 2026

Оглавление диссертации кандидат наук Багметов Александр Александрович

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЗОР И АНАЛИЗ ТРЕБОВАНИЙ, МЕРОПРИЯТИЙ И СРЕДСТВ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ В ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НАПРЯЖЕНИЕМ 6-35 КВ

1.1 Обеспечение надежности систем электроснабжения

1.2 Мероприятия и средства повышения надежности электроснабжения в воздушных линиях электропередачи напряжением 6-35 кВ

1.3 Обзор существующих подходов к выбору мест расположения пунктов сетевого секционирования

1.4 Технологическое проектирование воздушных линий

электропередачи напряжением 6-35 кВ

Выводы по главе

2. ГРАФОАНАЛИТИЧЕСКИЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОПТИМАЛЬНОГО МЕСТА РАСПОЛОЖЕНИЯ ПУНКТА СЕТЕВОГО СЕКЦИОНИРОВАНИЯ

2.1 Определение места расположения пункта сетевого секционирования в сети без ответвлений с одним и двумя центрами питания

2.2 Определение места расположения пункта сетевого секционирования в вдольтрассовой сети

2.3 Определение места расположения пункта сетевого секционирования в сети с одним или двумя центрами питания и равномерными ответвлениями

2.4 Определение места расположения ПСС в сети с произвольным распределением длин магистральных участков

и ответвлений

Выводы по главе

3. ФОРМИРОВАНИЕ МОДЕЛИ ПРОЦЕССА ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТ ОПТИМАЛЬНОГО РАСПОЛОЖЕНИЯ ПУНКТОВ СЕТЕВОГО СЕКЦИОНИРОВАНИЯ ПО ПРИНЦИПУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ

3.1 Формирование блок-схем для определения оптимального места расположения пункта сетевого секционирования в распределительных сетях

3.2 Обоснование использования технологии ЮББО при описании системного подхода к выбору оптимального места расположения ПСС по принципу технологической целесообразности в воздушных линиях электропередачи напряжением 6, 10 кВ

3.3 Разработка декомпозицонной ЮББО-модели определения оптимального места расположения ПСС по принципу

технологической целесообразности

Выводы по главе

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ПРЕДЛАГАЕМЫХ РЕШЕНИЙ

4.1 Современные требования к построению схем электрических сетей напряжением 10 кВ

4.2 Порядок технико-экономических расчетов

4.3 Определение приведенных затрат на строительство воздушной линии электропередачи напряжением 10 кВ

4.4 Расчет технической эффективности различных вариантов секционирования воздушной линии электропередачи напряжением 10 кВ

4.5 Расчет технико-экономической оценки эффективности

инвестиций

Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ А (справочное) Практическая реализация модели процесса определения мест оптимального расположения пунктов сетевого секционирования по принципу технологической

целесообразности

Приложение Б (обязательное) Сведения о внедрении

Приложение В (справочное) Сведения об апробации

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Определение мест оптимального расположения автоматических пунктов секционирования в воздушных линиях электропередачи напряжением 6-35 кВ»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. К наиболее протяженным распределительным электрическим сетям относятся воздушные линии электропередачи среднего напряжения 6-35 кВ. Сети среднего напряжения, составляющие основу промышленных, городских, сельскохозяйственных и других систем электроснабжения, в большинстве случаев представляют собой сложные разветвленные линии, к которым на ответвлениях подключены потребительские трансформаторные подстанции. При этом основная масса отказов в электроснабжении потребителей приходится на воздушные линии напряжением 6 и 10 кВ. К одному из наиболее эффективных мероприятий сокращения продолжительности и частоты аварийных отключений относится установка автоматического пункта сетевого секционирования (ПСС). Сетевое автоматическое секционирование позволяет локализовать поврежденный участок, минимизировать время поиска повреждения и уменьшить количество обесточенных потребителей. В связи этим возникает необходимость определения мест расположения автоматических ПСС, в которых достигается наибольшая техническая эффективность. Для решения такой задачи необходимо обоснованное использование критериев, к которым можно отнести минимизацию соответствующих количественных показателей: SAIFI (System Average Interruption Frequency Index - средняя частота прекращения передачи электрической энергии на точку поставки), SAIDI (System Average Interruption Duration Index - средняя продолжительность прекращения передачи электрической энергии на точку поставки) и ENS (Energy Not Supplied -объем недоотпущенной электрической энергии).

Несмотря на известные публикации научных исследований, вопрос определения мест расположения автоматических ПСС является по-прежнему

актуальным по следующим причинам: в публикациях предлагаются окончательные данные компьютерных вычислений, но не полностью раскрывается их теоретическая сущность; даются общие рекомендации и направления. Поэтому для улучшения показателей SAIFI, SAIDI, ENS существующих типов схем электрических сетей требуется разработка комплексного решения по определению типа, количества и мест расположения секционирующих устройств.

Тема диссертации связана с реализацией Концепции «Цифровая трансформация 2030» и выполнением плана научно - исследовательских и опытно - конструкторских работ факультета энергетики Кубанского государственного аграрного университета имени И.Т. Трубилина на 2021-2025 гг. по разделу 32.6 «Разработка методик, способов и средств снижения потерь, повышения качества электроэнергии и надежности функционирования систем электроснабжения».

Степень разработанности темы исследования. Полученные в работе результаты исследований доведены до инженерных решений, практических рекомендаций и производственного внедрения.

Значительный вклад в разработку этого научного направления внесли ученые и специалисты: А.М. Абдурахманов, С.А. Андрикеева, Д.А. Арзамасцев, А.Н. Беляков, А.В. Богдан, П.А. Васильев, Т.Н. Васильева,

A.В. Виноградов, В.Э. Воротницкий, В.В. Воротницкий, В.В. Вяткин, И.Ф. Галиев, А.М. Гельфанд, С.В. Глушкин, Л. И. Долецкая, В.Р. Дубонос,

B.П. Кавченков, В.Ф. Кравченко, О.А. Кудря, Б.К. Максимов, А.А. Макаров, О.В. Мишина, И.И. Надтока, В.Г. Наровлянский, Ю.Я. Прокопенко, О.Ю. Пухальская, О.А. Пшеничникова, Р.В. Солопов, А.Л. Толмачев, А.Г. Фишов, В.К. Хлебников, А.В. Шунтов, R.N. Allan, R. Billinton, R.E. Brown, T.A. Short и др.

Одной из главных задач в области определения мест расположения автоматических ПСС в воздушных линиях электропередачи является сокращение продолжительности и количества обесточенных потребителей.

Перспективное направление применения автоматических ПСС позволяет локализовать поврежденный участок, минимизировать время поиска повреждения на локализованном участке и сохранить питание всех потребителей на не отключенном участке сети. Для достижения этих результатов предлагается разработка метода определения мест оптимального расположения автоматических ПСС в воздушных линиях электропередачи напряжением 6-35 кВ.

Целью работы является разработка метода определения мест оптимального расположения автоматических пунктов сетевого секционирования в воздушных линиях электропередачи напряжением 6-35 кВ.

Определение мест расположения ПСС осуществляется путем последовательной двухэтапной оптимизации.

На первом этапе c помощью графоаналитического метода выполняется условная однокритериальная нелинейная оптимизация. Для этого используются показатели надежности SAIDI=f(SAIFI) и ENS. В зависимости от заданных требований и существующей схемы сети, для которой решается оптимизационная задача, выбирается один из показателей и формируется соответствующая нелинейная целевая функция.

На втором этапе определяется оптимальное место расположения ПСС по принципу технологической целесообразности с учётом нормативных, эксплуатационных и географических условий путем решения многокритериальной задачи. Условная многокритериальная оптимизация последовательно сводится к однокритериальной с помощью процессного подхода, используя требуемый критерий. Под процессным подходом понимается получение результата поэтапным процессом, последовательно учитывающим введение дополнительных нормативных данных, ограничений и допущений.

В ходе выполнения работы были поставлены и решены следующие задачи исследования:

1) анализ мероприятий, методов и средств повышения надежности электроснабжения потребителей воздушных линий электропередачи напряжением 6-35 кВ;

2) разработка графоаналитического метода определения оптимальных мест расположения автоматических ПСС в различных сетевых схемах;

3) разработка подхода к практической реализации определения оптимальных мест расположения автоматических ПСС по принципу технологической целесообразности с точки зрения нормативных, эксплуатационных и географических условий;

4) представление технико-экономического сравнения предлагаемых технологических решений.

Объект исследования. Воздушные линии электропередачи напряжением 6-35 кВ.

Предмет исследования. Определение мест оптимального расположения автоматических ПСС.

Научная новизна работы определяется полученными результатами:

1) разработан подход к моделированию воздушных линий электропередачи напряжением 6-35 кВ с учетом количества потребителей и времени аварийного отключения, отличающийся использованием графоаналитического метода, применение которого позволяет определять оптимальные места расположения автоматических ПСС в схемах различной конфигурации и сложности:

- магистральной ВЛ без ответвлений, в том числе и вдольтрассовой;

- магистральной ВЛ с равномерным распределением ответвлений;

- ВЛ с произвольным распределением длин магистральных участков и ответвлений;

2) разработана методика расчета оптимальных значений показателей средней частоты отключений в сети БЛШ1 и средней продолжительности отключений в сети БЛЮ1 с помощью графиков и целевых функций, отличающаяся использованием индивидуальных исходных данных

рассматриваемой схемы сети, применение которой позволяет решить задачу минимизации продолжительности поиска повреждения, времени аварийных отключений, а также количества обесточенных потребителей;

3) разработана методика определения оптимальных мест расположения автоматических ПСС по принципу технологической целесообразности, отличающаяся использованием процессного подхода, применение которой позволяет решить задачу в реальных условиях строительства и эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 6-35 кВ.

Теоретическая значимость работы:

1) математическая модель позволяет с помощью графоаналитического метода наглядно анализировать поиск оптимального варианта, представляя значения критериев SAIDI (ENS) в виде площадей соответствующих фигур на графиках зависимости SAIFI=f(L);

2) расположение автоматического ПСС в полученной оптимальной точке для воздушных линий электропередачи напряжением 6-35 кВ с одним и двумя центрами питания, с учетом принятых допущений и ограничений, позволяет минимизировать продолжительность поиска повреждения, время аварийных отключений, а также количество обесточенных потребителей в соответствии с критериями SAIFI, SAIDI, ENS.

Практическая значимость работы состоит в эффективном использовании полученных новых положений:

1) полученные частные теоретические решения сведены в единый комплекс, позволяющий определять оптимальные места расположения автоматических ПСС по принципу технологической целесообразности с учетом нормативных, эксплуатационных и географических условий на основе процессного подхода;

2) приведены примеры расчетов различных вариантов секционирования воздушной линии электропередачи с двумя центрами питания напряжением 10 кВ;

3) графоаналитический метод определения оптимальных мест расположения автоматических ПСС может применяться электросетевыми компаниями, проектными организациями, а также может быть использован в вузах при всех формах обучения по направлениям 13.03.02, 13.04.02 Электроэнергетика и электротехника в процессе изучения учебной дисциплины «Проектирование систем электроснабжения»;

4) разработаны и зарегистрированы программные средства:

- «Расчет показателей надежности услуг по передаче электрической энергии»;

- «Цифровой двойник «прототип-экземпляр» распределительной электрической сети напряжением 6-10-35 кВ».

Методология и методы исследования. При решении поставленных задач применены графоаналитический метод, методы математического моделирования программного средства МмИСЛО, процессный подход.

Основные положения, выносимые на защиту:

1) графоаналитический метод определения оптимальных мест расположения автоматических ПСС;

2) целевые функции получения оптимальных мест расположения автоматических ПСС в воздушных линиях электропередачи напряжением 6-35 кВ с одним, двумя и несколькими центрами питания в схемах различной конфигурации и сложности:

- магистральной ВЛ без ответвлений, в том числе и вдольтрассовой;

- магистральной ВЛ с равномерным распределением ответвлений;

- ВЛ с произвольным распределением длин магистральных участков и ответвлений;

3) процессный подход к определению оптимальных мест расположения ПСС по принципу технологической целесообразности в виде /ЛБЕО-модели, отражающей многоплановость воздействующих и управляющих факторов.

Соответствие диссертационной работы паспорту научной специальности. Основные научные положения и полученные практические

результаты диссертационной работы соответствуют паспорту специальности 2.4.3. Электроэнергетика (далее - Паспорт), направлениям исследований (далее курсивом выделен текст из паспорта):

- в части разработки математических моделей и алгоритмов, позволяющих получать места оптимального расположения автоматических пунктов секционирования в воздушных линиях электропередачи напряжением 6-35 кВ, что соответствует п. 9 паспорта «Оптимизация структуры, параметров и схем электрических соединений электростанций, подстанций и электрических сетей энергосистем, мини- и микрогрид» и п. 18 паспорта «Разработка методов анализа структурной, балансовой и функциональной надежности электроэнергетических систем и систем электроснабжения, мини- и микрогрид».

Реализация результатов работы (практическое внедрение). Результаты диссертационной работы подтверждены актами внедрения рекомендаций по определению мест оптимального расположения автоматических ПСС в воздушных линиях электропередачи напряжением 6-35 кВ в структурных подразделениях ПАО «Россети Кубань», АО «Институт Теплоэлектропроект» «Краснодар», а также в учебной дисциплине «Проектирование систем электроснабжения» ФГБОУ ВО «Кубанский государственный аграрный университет имени И.Т. Трубилина».

Степень достоверности полученных результатов подтверждается корректностью применения математических моделей, их адекватностью по критериям оценки изучаемых процессов, использованием известных положений фундаментальных и прикладных наук, сходимостью полученных теоретических результатов с результатами исследований других авторов.

Апробация результатов работы. Основные положения диссертационной работы и ее результаты были представлены: на ежегодных научных конференциях, проводимых в ФГБОУ ВО «Кубанский государственный аграрный университет имени И. Т. Трубилина» (2018, 2019, 2021, 2022, 2023 гг.) - г. Краснодар; международных научно-технических и

научно-практических конференциях: «Кибернетика энергетических систем» (2019, 2021, 2022, 2023 гг.) - г. Новочеркасск; «Диспетчеризация и управление в электроэнергетике» (2020 г.) - г. Казань; «International Ural Conference on Electrical Power Engineering (UralCon)» (2021 г.) -г. Магнитогорск.

Разработанный в диссертационном исследовании метод определения мест оптимального расположения автоматических пунктов сетевого секционирования в воздушных линиях электропередачи напряжением 6-35 кВ был апробирован в сравнении с альтернативными методами, заложенными в алгоритмы лицензионных программных обеспечений «TELARM» и «PSS®SINCAL». Акты апробации представлены ведущими компаниями на рынке проектирования объектов электроэнергетики: ООО «Таврида Электрик ЮСК», г. Краснодар и ООО «Управляющая компания «ЭНЕРГОРАЗВИТИЕ», г. Казань.

Публикации. По теме диссертации получены 2 свидетельства о регистрации программы для ЭВМ, опубликованы 12 научных статей, в том числе: 3 работы в журналах из перечня изданий, рекомендованных ВАК, относящихся к категории К1 и входящих в RSCI; 3 работы в журналах по списку, рекомендованных ВАК, относящихся к категории К2; 6 - в других журналах, сборниках докладов и материалов научно-технических конференций.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографии из 149 наименований, 3 приложений, включает 86 рисунков и 24 таблицы. Объем диссертации - 159 страниц текста без библиографии и приложений, общий объем работы - 260 страниц.

Личный вклад автора. Состоит в теоретической и практической разработке и обосновании основных идей и положений диссертационной работы, математических моделей, предложений по разработке метода определения мест оптимального расположения автоматических ПСС в

воздушных линиях электропередачи напряжением 6-35 кВ. Основная часть публикаций написана в соавторстве, в которых каждому из авторов принадлежит пропорционально распределенная доля.

1. ОБЗОР И АНАЛИЗ ТРЕБОВАНИЙ, МЕРОПРИЯТИЙ И СРЕДСТВ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ В ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НАПРЯЖЕНИЕМ 6-35 КВ

1.1 Обеспечение надежности систем электроснабжения

Основной целью функционирования электроэнергетической отрасли является надежное и экономичное обеспечение потребителей электрической энергией [15]. Надежность, в том числе и объектов электроснабжения, определяется как свойство объекта выполнять заданные во времени функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования [15].

Требования к надежности электроснабжения, закрепленные в Правилах устройства электроустановок [65], предусматривают три категории. Для электроустановок первой категории, не допускающих перерыва электроснабжения, схема сети должна предусматривать не менее двух независимых источников питания с возможностью автоматического включения резерва [65]. Для электроустановок второй категории, перерыв электроснабжения в которых приводит к массовому недоотпуску продукции, возможны схемы, допускающие прекращение подачи электрической энергии на время включения резервного питания дежурным персоналом [65]. Для электроустановок третьей категории допускаются схемы питания от одного источника с допустимым числом часов отключений в год - 72 часа, но не более 24 часов подряд, включая срок восстановления электроснабжения, за исключением случаев, когда для производства ремонта объектов электросетевого хозяйства необходимы более длительные сроки, согласованные с надзорными органами [65, 47]. Перечисленные нормативные категории в электроснабжении характеризуют только качественную оценку надежности.

В связи с изменениями взаимоотношений в отечественной электроэнергетике появилась необходимость введения количественных показателей уровня надежности в дополнение к нормативным качественным.

На основе положений, утвержденных в Приказе Министерства энергетики РФ от 29 ноября 2016 г. № 1256 [67] был осуществлен переход к применению принятых IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers -Институт инженеров электротехники и электроники) и часто используемых международных количественных показателей SAIFI, SAIDI, ENS [133]. SAIFI (System Average Interruption Frequency Index - средняя частота прекращения передачи электрической энергии на точку поставки), SAIDI (System Average Interruption Duration Index - средняя продолжительность прекращения передачи электрической энергии на точку поставки) и ENS (Energy Not Supplied - объем недоотпущенной электрической энергии) [133]. В мировой практике в дополнение к указанным показателям [90] используют и другие подобные критерии [53].

В России с 2018 года уровень надежности оказываемых услуг и порядок расчета их значений определяется электросетевыми компаниями согласно приказу Министерства энергетики № 1256 от 29 ноября 2016 года [67]. Введение количественных показателей уровня надежности оказываемых услуг (SAIFI, SAIDI, ENS) для организации по управлению единой электрической сетью, отвечающих принятому определению «надежность» [15], расширило возможности всех участников рынка электроэнергии для более полного и предметного учета интересов. Принятые количественные показатели распространяются на различные классы напряжения электрических сетей, сравнительно показывая эффективность эксплуатации электросетевого оборудования компаниями.

Расчетные значения показателей уровня надежности SAIFI, SAIDI и ENS на точку поставки определяются по формулам [67]:

J

г-1

(1.1)

J

БАЮ1 - -, ч/год

ЕТ, • N

,-1

(1.2)

N

где N - максимальное за год число точек поставки потребителей услуг сетевой организации за ?-й расчетный период регулирования, шт; я, - количество точек поставки потребителей услуг сетевой организации, в

отношении которых произошло ,-ое прекращение передачи электрической энергии в рамках технологического нарушения, шт; Т - продолжительность

,-го прекращения передачи электрической энергии в отношении точек поставки потребителей услуг сетевой организации в рамках технологического нарушения, ч; , - количество прекращений передачи электрической энергии в отношении точек поставки потребителей услуг сетевой организации в ^м расчетном периоде регулирования, шт.

где р, - объем фактической потребляемой мощности на присоединениях

потребителей услуг сетевой организации, по которым в результате технологического нарушения произошло ,-е прекращение передачи электрической энергии, на момент возникновения такового события, МВт; Т - продолжительность ,-го прекращения передачи электрической энергии в

результате технологического нарушения, ч; , - количество прекращений передачи электрической энергии потребителям услуг сетевой организации в расчетном периоде регулирования, шт.

По мере совершенствования схем электрических сетей, численные значения показателей ба1п, баю1, согласно ежегодным отчетам ПАО «Россети» [58, 59], корректируются и утверждаются, стимулируя повышение уровня надёжности.

J

ЕЖ = Х Р, • Т,,

(1.3)

Показатель ENS установленных значений не имеет, при этом фиксация ежегодного объема недоотпуска электрической энергии и тенденции за последние годы [57, 59] необходимы для регулирования отношений между энергоснабжающими организациями и потребителями, а также при разработке планов перспективного развития сетей.

1.2 Мероприятия и средства повышения надежности электроснабжения

в воздушных линиях электропередачи напряжением 6-35 кВ

В мировой [118, 145] и отечественной практике [37, 62, 70, 105, 106, 109] повышения уровня надежности электроснабжения в воздушных линиях электропередачи напряжением 6-35 кВ известны следующие мероприятия:

- совершенствование структуры сети;

- повышение надежности участков сети посредством замены наиболее ответственных элементов на новую элементную базу, позволяющую уменьшить риски повреждений;

- уменьшение числа отключений воздушных линий (ВЛ) при грозовых перенапряжениях путем установки и совершенствования устройств защиты от перенапряжений;

- обеспечение требований по надежности к электрооборудованию линий электропередачи и подстанций, включая устройства релейной защиты и автоматики (РЗА), на этапах проектирования, строительства и монтажа;

- строительство ВЛ с использованием подвесных или опорных линейных изоляторов, в том числе изолирующих траверс на опорах повышенной механической прочности и защищенных проводов;

- создание оптимального аварийного запаса опор, проводов и других материалов (конструкций) для своевременного проведения аварийно-восстановительных работ;

- заранее проработанная логистика работы аварийных бригад; отработка взаимодействия обслуживающего персонала при массовых гололедных и ветровых авариях, противоправных актах населения;

- секционирование и автоматическое включение резерва линий;

К дополнительным мероприятиями повышения уровня надежности, учитывающих специфику и текущее состояние электрических сетей ПАО «Россети» [62, 109] относятся:

- строительство участков линий электропередачи, предназначенных для формирования магистралей воздушных линий;

- при строительстве ВЛ, проходящих в труднодоступных местах, характеризующихся высокой плотностью нагрузки, где последующий перевод ВЛ на более высокий класс напряжения связан с трудновыполнимыми условиями прохождения на местности и/или большими затратами, рекомендуется, при соответствующем технико-экономическом обосновании, применять провода увеличенного сечения на ВЛ 6, 10, 20 кВ -до 150 мм2.

Однако перечисленные мероприятия повышение уровня надежности обычно связаны со значительным увеличением стоимости системы электроснабжения. Поэтому при разработке схемных решений задаются требуемыми показателями уровня надежности и разрабатываются соответствующие им наиболее эффективные и менее экономически затратные решения в сетях системы электроснабжения.

Согласно документу ПАО «Россети» СТО 34.01-2.2-033-2017, применение реклоузеров является одним из наиболее технически и экономически эффективных способов улучшения показателей надежности распределительной сети, поскольку позволяет существенно сократить количество отключаемых потребителей и длительность перерывов электроснабжения [106]. Улучшение показателей надежности распределительной сети с помощью реклоузеров [82] проявляется в виде [106]:

- сокращения зоны распространения аварии (применение реклоузеров позволяет отключать только потребителей поврежденного участка, сохраняя питание потребителям неповрежденных участков);

- снижения количества отключений при неустойчивых повреждениях за счет применения автоматического повторного включения;

- снижения времени отключения потребителей при ликвидации аварии (примерно 60% времени восстановления электроснабжения тратится на поиск, выделение поврежденного участка и восстановление электроснабжения потребителей, подключенных к неповрежденным участкам сети).

Применение реклоузеров позволяет сократить общее время восстановления электроснабжения на отключаемых участках ЛЭП [44, 106].

Для повышения показателей уровня надежности существующих типов схем электрических сетей требуется разработка комплексного решения по определению типа, количества и места расположения секционирующих устройств. В существующих схемах электрических сетей секционирование и резервирование в большинстве случаев первоначально осуществлялось коммутационными аппаратами с ручным управлением, которое не позволяет в настоящее время обеспечить нормируемые значения показателей надежности. Осуществляется переход к применению секционирующих коммутационных аппаратов с автоматическим управлением и последующим увеличением их количества. Реализация такого перехода в ПАО «Россети» закреплена в концепции «Цифровая трансформация 2030», Положении «О единой технической политике в электросетевом комплексе» и ряде стандартов организации [37, 62, 70, 105, 106, 109].

На сегодняшний день к современным секционирующим устройствам с автоматическим управлением принадлежат, например:

- интеллектуальный цифровой управляемый разъединитель РИЦ, производитель ООО МНПП «АНТРАКС» [31];

- интеллектуальный цифровой выключатель нагрузки РИЦ-ВН, производитель ООО МНПП «АНТРАКС» [32];

- комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией и функцией защиты линии RME, производитель ООО «Systeme Electric» [34];

- реклоузер ББ/ТБЬ, производитель ООО «Таврида Электрик» [33].

1.3 Обзор существующих подходов к выбору мест расположения пунктов сетевого секционирования

Вопрос повышения надежности электроснабжения в воздушных линиях электропередачи напряжением 6-35 кВ за счет использования автоматических пунктов сетевого секционирования (ПСС) достаточно нов и относится к последним десятилетиям двадцатого века [80]. В первую очередь это связано с началом широкого использования на западе автоматизированных ПСС с вакуумными выключателями - реклоузеров (начало 1980 гг.) [118, 142]. ПСС были призваны повысить надежность разветвленных, достаточно сложных ВЛ с древовидной структурой и несколькими десятками узлов нагрузки [115, 145]. В подобных схемах использование реклоузеров позволило обеспечивать надежность электроснабжения большинства остающихся в работе потребителей за счет локализации и отключения небольшой части сети, в пределах которой возникало устойчивое короткое замыкание [80].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Багметов Александр Александрович, 2026 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Абдурахманов А. М. Анализ условия секционирования воздушных электрических сетей напряжением 6-20 кВ / А. М. Абдурахманов, С. В. Глушкин, А. В. Шунтов // Электричество. - 2020. - № 8. - С. 17-22. -DOI 10.24160/0013-5380-2020-8-17-22.

2. Аверин П.И. и др. Эвристические алгоритмы и распределенные вычисления в прикладных задачах [Текст] : коллективная монография / под ред. Б. Ф. Мельникова ; М-во образования и науки Российской Федерации, Федеральное гос. бюджетное образовательное учреждение высш. проф. образования "Тольяттинский гос. ун-т". - Тольятти : ФГБОУ ВПО "ТГУ", 2012. - 329 с.

3. Акуличев В. О., Саенко С. В., Мурашев Б. А., Рыбников Д. А. Изменения в модели деятельности электросетевой организации, происходящие в рамках реализации программы Цифровая трансформация / Электроэнергия. Передача и распределение. - 2020. - № 6(63). - С. 14-18.

4. Ананичева, С. С. Проектирование электрических сетей : учеб. пособие / С. С. Ананичева, Е. Н. Котова. - Екатеринбург : Изд-во Урал. ун-та, 2017.

5. Андрикеева С.А. Оптимизация использования автоматических пунктов секционирования для повышения надежности распределительной сети и электроснабжения потребителей / Андрикеева С.А., Гельфанд А.М., Дубонос В.Р., Наровлянский В.Г., Пшеничникова О.А., Толмачев А.Л. // Электрические станции. 2016. - № 8. - с. 30-34.

6. Багметов А. А. Алгоритм оптимизации выбора мест расположения пунктов сетевого секционирования в распределительных электрических сетях среднего напряжения / А. А. Багметов // Виртуозы науки : Сборник тезисов Международной научно-практической конференции студентов и молодых учёных за 2023 г, Краснодар, 06-15 ноября 2023 года. - Краснодар: Кубанский государственный аграрный университет им. И.Т. Трубилина, 2024. - С. 384-385.

7. Багметов А. А., Сазыкин В.Г. Выбор места размещения реклоузера в распределительной сети по критериям показателей надежности / А. А. Багметов, В. Г. Сазыкин // Диспетчеризация и управление в электроэнергетике : Материалы XV Всероссийской открытой молодежной научно-практической конференции, Казань, 21-22 октября 2020 года. -Казань: Казанский государственный энергетический университет, 2020. -С. 114-117.

8. Бровкина А. С. Основные возможности генетических алгоритмов / А. С. Бровкина, С. В. Пальмов // Форум молодых ученых. - 2018. - № 5-1(21). - С. 597-600.

9. Будзко И.А. , Лещинская Т.Б. , Сукманов В.И. Электроснабжение сельского хозяйства : Учеб. для студентов вузов по специальности 311400 "Электрификация и автоматизация сел. хоз-ва". -Москва : Колос, 2000.

10. Буч Г. Введение в UML от создателей языка : практическое руководство / Г. Буч, Дж. Рамбо, И. Якобсон ; пер. с англ. Н. Мухина. - 3-е изд. - Москва : ДМК Пресс, 2023. - 495 с. - ISBN 978-5-89818-554-1.

11. Варга Ричард С. Функциональный анализ и теория аппроксимации в численном анализе [Текст] / Перевод с англ. Ю. А. Кузнецова и А. М. Мацокина ; Под ред. Г. И. Марчука. - Москва : Мир, 1974.

12. Васильева Т. Н. Оценка возможности установки реклоузера на отходящих линиях подстанций Рязанского региона / Т. Н. Васильева, Е. С. Мишина. - [Текст] : непосредственный // Молодой ученый. - 2015. - № 6 (86). - С. 132-137.

13. Васильева Т.Н., Прокопенко Ю.Я., Мишина О.В. Выбор оптимального места расположения секционирующего реклоузера на радиальных линиях электропередачи. Научное сопровождение инновационного развития агропромышленного комплекса: теория, практика, перспективы. Материалы 65-й международной научно-практической конференции 20-21 мая 2014 г. (Часть II). Рязань, 2014, с. 10-17.

14. Вейцман В. М. Проектирование информационных систем : учебное пособие для вузов / В. М. Вейцман. - 2-е изд., стер. - Санкт-Петербург : Лань, 2022. - 316 с. - ISBN 978-5-8114-9982-3.

15. Воропай Н. И., Ковалев Г.Ф., Кучеров Ю.Н. и др. Концепция обеспечения надежности в электроэнергетике / отв. ред.: Н. И. Воропай, Г. Ф. Ковалев. - Москва : Энергия, 2013. - 301 с.; 21. - ISBN 978-5-98908112-7.

16. Воротницкий В.Э. Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в распределительных электрических сетях нового технологического уклада // Электроэнергия. Передача и распределение. -2021. - № 4 (67). - С. 88-96.

17. Воротницкий В.В., Бузин С.А. Реклоузер - новый уровень автоматизации и управления ВЛ 6 (10) кВ // Новости электротехники. 2005. № 3 (33).

18. Воротницкий В.В. Распределительные сети 6(10) кВ - модернизация или автоматизация? / В.В. Воротницкий, Е.М. Кваша, Д.А. Луковкин, Н.Н. Чернега (Компания "Таврида Электрик") // Автоматизация IT в энергетике № 1, 2012. - с. 4-9.

19. Гвозденко Н. П. Разработка блок-схем алгоритмов: учебное пособие / Н. П. Гвозденко, С. А. Суслова. - Липецк: Липецкий ГТУ, 2021. - 59 с. -ISBN 978-5-00175-055-0.

20. ГОСТ 32144-2013. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. - М. : Стандартинформ, 2014.

21. Деваев В. М. Методы структурного моделирования информационных систем : учебное пособие / В. М. Деваев. - Казань : КНИТУ-КАИ, 2017. - 264 с. - ISBN 978-5-7579-2296-6.

22. Дэвид А. Марка, Клемент Л. МакГоуэн. Методология структурного анализа и проектирования SADT. - М., 1993.

23. Долецкая Л. И. Оценка эффективности методов повышения надежности распределительных электрических сетей / Л. И. Долецкая, В. П. Кавченков, Р. В. Солопов // Интернет-журнал Науковедение. - 2015. -Т. 7, № 6(31). - С. 103. - DOI 10.15862/98TVN615.

24. Долецкая Л.И., Кавченков В.П. Выбор мероприятий и оценка технико-экономической эффективности автоматического секционирования и резервирования распределительных электрических сетей 10 кВ // ЭНЕРГЕТИКА, ИНФОРМАТИКА, ИННОВАЦИИ-2014:сб. научн. Трудов IV Межд. Научн.-тенич. конф. Филиал МЭИ в г. Смоленске, Смоленск, 2014, Т.1, С 27-30.

25. Ершов А.М. Системы электроснабжения. Часть 3: Системы электроснабжения напряжением 6-220 кВ: курс лекций / А.М. Ершов. -Челябинск: Издательский центр ЮУрГУ, 2019. - 267 с.

26. Завьялов Ю.С., Квасов Б.И., Мирошниченко В.А. Методы сплайн-функций. - М.: Наука, 1980. - 352 с.

27. Иванникова Н.Ю., Сазыкин В.Г., Багметов А.А. Схемная оптимизация электрической сети по показателю средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии // Промышленная энергетика, 2019. № 3. С. 12-17.

28. Информационные технологии поддержки жизненного цикла продукции. Методология функционального моделирования. Рекомендации по стандартизации: Р50.1.028 - 2001. - М.: Госстандарт России, 2001.

29. Калентионок Е.В. Статистический анализ повреждаемости воздушных распределительных электрических сетей // Энергия и менеджмент. 2011. №4 (61). С.15-18.

30. Калянов Г. Н. Модели и методы теории бизнес-процессов (обзор) / Г. Н. Калянов // Открытое образование. - 2015. - № 6(113). - С. 4-9.

31. Каталог продукции ООО МНПП «АНТРАКС» [Электронный ресурс] - https://antraks.ru/produktsiya/upravlyayushchie-ustrojstva/rits.html

32. Каталог продукции ООО МНПП «АНТРАКС» [Электронный ресурс] - https: //antraks .ru/produktsiya/upravlyayushchie-ustroj stva/rits-vn.html

33. Каталог продукции ООО Таврида Электрик [Электронный ресурс] -https: //www.tavrida.ru/ter/solutions/VCB/

34. Каталог продукции ООО «Systeme Electric» [Электронный ресурс] -https://systeme.ru/products/rme?ysclid=m2hmmr9tpm426772126

35. Кнут Д. Э. Искусство программирования [Текст] / Д. Э. Кнут; пер. с англ.: В 3 т. - М.: Вильямс. Т. 1: Основные алгоритмы. - 3-е изд., 2007.- 720 с.; Т. 2: Получисленные алгоритмы. - 3-е изд., 2004.- 832 с.; Т. 3: Сортировка и поиск. - 2-е изд., 2004. - 832 с.

36. Козлов В. А. Городские распределительные электрические сети / В. А. Козлов. - 2-е изд., перераб. и доп. - Ленинград : Энергоиздат, Ленингр. отд-ние, 1982. - 224 с.

37. Концепция «Цифровая трансформация 2030». М.: ПАО «Россети»,

2018.

38. Короткевич М.А. Эксплуатация электрических сетей. Мн.: Вышэйшая школа. 2014, 350 с.

39. Кравченко В.Ф. Методы и алгоритмы для расчёта и снижения транспортного расхода электроэнергии в распределительных электрических сетях: автореферат диссертации на соискание учёной степени канд. техн. наук / В.Ф. Кравченко // Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. - Новочеркасск : ЮРГТУ, 2003.

40. Кравченко В.Ф. Выбор оптимальных мест размыкания электрической сети 6(10) кВ / В.Ф. Кравченко, В.К. Хлебников, П.А. Васильев // Проблемы энергосбережения и технической диагностики энергетического оборудования : сб. трудов научно-практической конференции / Ростов-на Дону, 15 февр. 2007 г. ВЦ «ВертолЭкспо» - Ростов-на-Дону, 2007. - С. 70-76.

41 . Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий [Текст]: учебник для вузов / Б.И.Кудрин. - М. : Интермет Инжиниринг, 2005.672 с.

42. Лоран П. -Ж. Аппроксимация и оптимизация [Текст] / П.-Ж. Лоран; Перевод с фр. Ю. С. Завьялова [и др.] ; Под ред. Г. Ш. Рубинштейна и Н. Н. Яненко. - Москва : Мир, 1975. - 496 с.

43. Макаров А.Ю., Вяткин В.В., Макаров А.А., Беляков А.Н. Автоматизация сетей среднего напряжения - ключевое направление развития электросетевого комплекса // Электроэнергия. Передача и распределение. № 3(72), 2022, с. 32-37.

44. Максимов Б.К., Воротницкий В.В. Оценка эффективности автоматического секционирования воздушных распределительных сетей 6(10) кВ с применением реклоузеров с целью повышения надежности электроснабжения потребителей // Электротехника. 2005. №10. С. 7-22.

45. Матренин П. В. Разработка адаптивных алгоритмов роевого интеллекта в проектировании и управлении техническими системами : специальность 05.13.01 "Системный анализ, управление и обработка информации (по отраслям)" : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Матренин Павел Викторович. - Томск, 2018. -197 с.

46. Международный стандарт ИСО 9000-2000 «Системы менеджмента качества. Основные положения и словарь». - М. : Стандартинформ, 2015.

47. Методические рекомендации для определения категорийности потребителей по надежности электроснабжения. Утверждено решением Электроэнергетического Совета СНГ. Протокол № 55 от 25 октября 2019 года.

48. Методические указания по обеспечению при проектировании нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства (РУМ). М.: Сельэнергопроект, 1986.

49. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. Официальное издание. - М., 2015.

50. Мицель А. А. Методы оптимизации : учеб. пособие. В 2 ч. Ч. 2 / А.А. Мицель, А.А. Шелестов, В.В. Романенко. - Томск : Изд-во Томск. гос. ун-та систем упр. и радиоэлектроники, 2022. - 360 с.

51. Мицель А. А. Эвристические методы оптимизации: учебное пособие/ А. А. Мицель. - Томск: ТУСУР, 2024. - 82 с.

52. Назарова О. Б. ARIS: Теория и практика бизнес-моделирования : учебное пособие / О. Б. Назарова, Т. Б. Новикова, О. Е. Масленникова. - 3-е изд., стер. - Москва : ФЛИНТА, 2023. - 151 с. - ISBN 978-5-9765-3703-3.

53. Неганов Л. Концепция системы мониторинга показателей бесперебойности электроснабжения потребителей Московской области / Л. Неганов, В. Тульский, Б. Олексюк // Электроэнергия. Передача и распределение. - 2016. - № 1(34). - С. 28-33.

54. Нормы времени на ремонт и техническое обслуживание воздушных и кабельных линий, трансформаторных подстанций и распределительных пунктов напряжением 0,38 - 20 кВ. Выпуск 1, 1993. Министерство топлива и энергетики Российской Федерации. Научно-Исследовательский, проектный и внедренческий центр организации труда в энергетике и энергетическом строительстве "ЦОТЭНЕРГО", 1993.

55. Нормы времени на ремонт и техническое обслуживание воздушных и кабельных линий, трансформаторных подстанций и распределительных пунктов напряжением 0,38 - 20 кВ. Выпуск 2, 1993. Министерство топлива и энергетики Российской Федерации. Научно-Исследовательский, проектный и внедренческий центр организации труда в энергетике и энергетическом строительстве "ЦОТЭНЕРГО", 1993.

56. Овсянников А.А. Методика управления затратами на повышение надежности функционирования межрегиональных распределительных электросетевых компаний // «Современные наукоемкие технологии. Региональное приложение», 2012. №1 (29). С. 49-54.

57. Остроух А. В. Проектирование информационных систем : монография / А. В. Остроух, Н. Е. Суркова. - 2-е изд., стер. - Санкт-Петербург : Лань, 2021. - 164 с. - ISBN 978-5-8114-8377-8.

58. Официальный сайт ПАО «Россети» [Электронный ресурс] -https://www.rosseti.ru

59. Официальный сайт ПАО «Россети Кубань» [Электронный ресурс] -https://rosseti-kuban.ru

60. Официальный сайт Центрального банка Российской Федерации «Банк России» [Электронный ресурс] - https://cbr.ru

61. Петров С., Дышлевич С. ВЛ для линейных потребителей магистральных газопроводов. Особенности проектирования и эксплуатации // Новости электротехники. 2017. № 4(106) [Электронный ресурс]. URL: http://news.elteh.ru/ arh/2017/106/01_1 .php

62. Положение ПАО «Россети» «О единой технической политике в электросетевом комплексе». М.: ПАО «Россети», 2024. 161 с.

63. Постановление Правительства РФ от 01.01.2002 №1 (ред. От 18.11.2022) «О классификации основных средств, включаемые в амортизационные группы».

64. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. - М. : ЦЕНТРМАГ, 2024.

65. Правила устройства электроустановок. Все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ-7. - М. : Норматика, 2016.

66. Приказ Министерства энергетики РФ от 23 июня 2015 г. №380 "О Порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии".

67. Приказ Министерства энергетики РФ от 29.11.2016 № 1256 «Об утверждении Методических указаний по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по

управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций».

68. Приказ Министерства энергетики РФ от 18 октября 2017 г. № 976 "Об утверждении базовых значений показателей надежности, значений коэффициентов допустимых отклонений фактических значений показателей надежности от плановых и максимальной динамики улучшения плановых показателей надежности для групп территориальных сетевых организаций, имеющих сопоставимые друг с другом экономические и технические характеристики и (или) условия деятельности, с применением метода сравнения аналогов". (Зарегистрировано в Минюсте РФ 13.11.2017 №48866).

69. Приказ от 26 февраля 2024 г. № 131 «Об утверждении укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства». - М. : Министерство энергетики Российской Федерации, 2024.

70. Программа инновационного развития ПАО «Россети» на период 2016-2020 гг. с перспективой до 2025 г. М.: ПАО «Россети», 2017. 341 с.

71. Пухальская О. Ю. Выбор мест установки пунктов автоматического секционирования в распределительных электрических сетях сельскохозяйственного назначения / О. Ю. Пухальская, К. М. Медведев, Дэн Линбинь // Вестник ГГТУ имени П. О. Сухого: научно - практический журнал. - 2017. - № 2. - С. 87-94.

72. Пухальская О.Ю. Методика расчета продолжительности отключения потребителя агропромышленного комплекса при повреждении на ВЛ 10 кВ без автоматики / О.Ю. Пухальская // Вестник Гомельского государственного технического университета им. П.О. Сухого. 2008. № 1(32), с. 27-36.

73. Пятышев Д. А. Анализ применимости эволюционных алгоритмов в области мягких вычислений / Д. А. Пятышев // Студенческая наука - 2023 : Сборник статей 71 -й студенческой научной конференции, Смоленский

государственный университет, 21 апреля 2023 года. - Смоленск: Смоленский государственный университет, 2023. - С. 601-606.

74. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 03.04.2013 г. № 511-р «СТРАТЕГИЯ развития электросетевого комплекса Российской Федерации».

75. РД 34.20.185-94 Инструкция по проектированию городских электрических сетей. Российское акционерное общество энергетики и электрификации «ЕЭС России». - М. : Министерство топлива и энергетики Российской Федерации, 1994.

76. РД 51-31323949-33-98. Методические указания по проектированию систем электроснабжения линейных потребителей магистральных газопроводов. М.: РАО «ГАЗПРОМ», ВНИИГАЗ, 1998. Дата актуализации текста: 01.01.2009.

77. РД IDEF0-2000. Методология функционального моделирования IDEF0. - М.: Госстандарт России, 2000. - 75 с.

78. Репин В. В. Процессный подход к управлению: моделирование бизнес-процессов / В. В. Репин, В. Г. Елиферов. - Изд. 5-е. - М: Стандарты и качество, 2007. - 404 с. - (Практический менеджмент). - ISBN 978-5-94938050-5.

79. Рутковская Д. Д. Нейронные сети, генетические алгоритмы и нечеткие системы / Д. Д. Рутковская, М. В. Пилиньский, Л. Ф. Рутковский. М.: Телеком, 2006. 452 с.

80. Сазыкин В. Г. Графоаналитический метод определения оптимального места расположения пункта сетевого секционирования / В. Г. Сазыкин, А. А. Багметов // Известия высших учебных заведений. Электромеханика. - 2022. - Т. 65, № 4. - С. 86-96. - DOI 10.17213/0136-33602022-4-86-96.

81 . Сазыкин В. Г. Графоаналитический метод оптимизации секционирования магистральных сетей среднего напряжения / В. Г. Сазыкин,

А. А. Багметов // Известия высших учебных заведений. Электромеханика. -

2023. - Т. 66, № 3. - С. 65-77. - DOI 10.17213/0136-3360-2023-3-65-77.

82. Сазыкин В. Г. Метод оптимальной локализации реклоузеров в сети среднего напряжения / В. Г. Сазыкин, А. А. Багметов // Кибернетика энергетических систем : Сборник материалов XLIV Международной научно -технической конференции, Новочеркасск, 08-10 ноября 2022 года. -Новочеркасск: Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова, 2023. - С. 35-39.

83. Сазыкин В. Г. Модель процесса определения целесообразного места расположения пункта сетевого секционирования / В. Г. Сазыкин, А. А. Багметов // Известия высших учебных заведений. Электромеханика. -

2024. - Т. 67, № 3. - С. 116-125. - DOI 10.17213/0136-3360-2024-3-116-125.

84. Сазыкин В. Г. Процессный подход к проектированию систем электроснабжения / В. Г. Сазыкин // Промышленная энергетика. - 2008. -№ 12. - С. 28-32.

85. Сазыкин В. Г. Создание многовариантной модели оптимизации секционирования магистральных сетей среднего напряжения / В. Г. Сазыкин, А. А. Багметов // Кибернетика энергетических систем: Сборник материалов XLV Международной научно-технической конференции, Новочеркасск, 21-23 ноября 2023 года. - Новочеркасск: Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова, 2024. - С. 20-25.

86. Сазыкин В. Г. Технологическое проектирование систем электроснабжения и объектов электросетевого хозяйства / В. Г. Сазыкин. -Санкт-Петербург : Лань, 2024. - ISBN 978-5-507-48295-5.

87. Сазыкин В. Г., Багметов А.А. Аспекты схемной оптимизации электрической сети по показателям SAIFI, SAIDI с использованием платформы PSS®SINCAL / В. Г. Сазыкин, А. А. Багметов // Кибернетика энергетических систем : Сборник материалов XLI международной научно-технической конференции, Новочеркасск, 15-17 октября 2019 года. -

Новочеркасск: Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова, 2020. - С. 48-51.

88. Сазыкин В. Г., Багметов А.А. Методы определения оптимального места установки реклоузера в сельских электрических сетях / В. Г. Сазыкин, А. А. Багметов // Институциональные преобразования АПК России в условиях глобальных вызовов : Сборник тезисов по материалам Международной конференции, Краснодар, 03-04 апреля 2018 года / Отв. за выпуск А.Г. Кощаев. - Краснодар: Кубанский государственный аграрный университет имени И.Т. Трубилина, 2018. - С. 126.

89. Сазыкин В.Г., Багметов А.А. Оптимизация электрической сети по показателям надежности SAIDI, SAIFI с использованием платформы PSS®SINCAL // Промышленная энергетика, 2019. № 11. С. 2-9.

90. Сазыкин В. Г. Багметов А.А. Применение международных показателей надежности электроснабжения / В. Г. Сазыкин, А. А. Багметов // Научно-технологическое обеспечение агропромышленного комплекса России: проблемы и решения : Сборник тезисов по материалам III Национальной конференции, Краснодар, 27-28 марта 2019 года / Отв. за выпуск А.Г. Кощаев. - Краснодар: Кубанский государственный аграрный университет имени И.Т. Трубилина, 2019. - С. 173.

91. Сазыкин В. Г., Багметов А.А. Секционирование распределительных электрических сетей напряжением 6-10 кВ для потребителей агропромышленного комплекса / В. Г. Сазыкин, А. А. Багметов // Год науки и технологий 2021 : Сборник тезисов по материалам Всероссийской научно-практической конференции, Краснодар, 09-12 февраля 2021 года / Отв. за выпуск А.Г. Кощаев. - Краснодар: Кубанский государственный аграрный университет имени И.Т. Трубилина, 2021. - С. 157.

92. Сазыкин В. Г., Багметов А.А. Техническое состояние распределительных электрических сетей Кубани напряжением 6-10 кВ / В. Г. Сазыкин, А. А. Багметов // Институциональные преобразования АПК России в условиях глобальных вызовов : Сборник тезисов по материалам III

Международной конференции, Краснодар, 10-11 апреля 2019 года / Отв. за выпуск А.Г. Кощаев . - Краснодар: Кубанский государственный аграрный университет имени И.Т. Трубилина, 2019. - С. 177.

93. Сазыкин В. Г., Багметов А.А. Цифровой двойник электрической сети / В. Г. Сазыкин, А. А. Багметов // Институциональные преобразования АПК России в условиях глобальных вызовов : Сборник тезисов по материалам IV Международной конференции, Краснодар, 13-14 ноября 2019 года / Отв. за выпуск А.Г. Кощаев. - Краснодар: Кубанский государственный аграрный университет имени И.Т. Трубилина, 2019. - С. 144.

94. Сазыкин В. Г., Багметов А.А. Цифровая поддержка электроснабжения АПК / В. Г. Сазыкин, А. А. Багметов // Научно-технологическое обеспечение агропромышленного комплекса России: проблемы и решения : Сборник тезисов по материалам V Национальной конференции, Краснодар, 08-09 июля 2020 года. - Краснодар: Кубанский государственный аграрный университет имени И.Т. Трубилина, 2020. - С. 92.

95. Сазыкин В. Г., Багметов А.А. Цифровизация распределительных электрических сетей сельскохозяйственного назначения / В. Г. Сазыкин, А. А. Багметов // Научно-технологическое обеспечение агропромышленного комплекса России: проблемы и решения : Сборник тезисов по материалам II Национальной конференции, Краснодар, 16-17 октября 2018 года / Отв. за выпуск А.Г. Кощаев. - Краснодар: Кубанский государственный аграрный университет имени И.Т. Трубилина, 2018. - С. 135.

96. Сазыкин В. Г., Багметов А.А. Электроэнергетика в обеспечении продовольственной безопасности / В. Г. Сазыкин, А. А. Багметов // Институциональные преобразования АПК России в условиях глобальных вызовов : Сборник тезисов по материалам V Международной конференции, Краснодар, 15-16 июля 2020 года. - Краснодар: ФГБОУ ВО «Кубанский государственный аграрный университет имени И. Т. Трубилина», 2020. - С. 94.

97. Сазыкин В. Г., Багметов А.А., Барышев П.М. Функциональная модель поиска оптимальных вариантов по размещению средств автоматического секционирования в распределительных электрических сетях среднего напряжения // Кибернетика энергетических систем: Сборник материалов ХЬШ международной научно-технической конференции, Новочеркасск, 19-22 октября 2021 года. - Новочеркасск: Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова, 2021. - С. 25-28.

98. Сазыкин В. Г., Богдан А.В., Багметов А.А. Повышение надежности вдольтрассовых электрических сетей напряжением 6-10 кВ магистральных газопроводов в Арктической зоне / В. Г. Сазыкин, А. В. Богдан, А. А. Багметов // Научный вестник Арктики. - 2021. - № 10. - С. 22-27. - Б01 10.52978/25421220_2021_10_22.

99. Сазыкин В.Г., Кудряков А.Г., Багметов А.А. Критерии оптимизации места установки реклоузера в распределительной сети 6-10 кВ // Электротехнические системы и комплексы. 2018. № 1(38). С. 33-39. https://doi.org/10.18503/2311-8318-2018-1 (38)-33-39.

100. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2021619486 Российская Федерация. Цифровой двойник "прототип-экземпляр" распределительной электрической сети напряжением 6-10-35 кВ : № 2021618710 : заявл. 04.06.2021 : опубл. 10.06.2021 / В. Г. Сазыкин, А. А. Багметов.

101 . Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2021660450 Российская Федерация. Расчет показателей надежности услуг по передаче электрической энергии : № 2021619629 : заявл. 17.06.2021 : опубл. 25.06.2021 / В. Г. Сазыкин, А. А. Багметов, П. М. Барышев ; заявитель Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Кубанский государственный аграрный университет им. И.Т. Трубилина».

102. СП 20.13330.2016. Свод правил. Нагрузки и воздействия. Актуализированная редакция СНиП 2.01.07-85*. (утв. Приказом Минстроя России от 03.12.2016 N 891/пр) (ред. от 30.12.2020).

103. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. : ЭНАС, 2012.

104. СТО Газпром 2-6.2-149-2007. Категорийность электроприемников промышленных объектов ОАО «ГАЗПРОМ». М.: РАО «ГАЗПРОМ», ВНИИГАЗ, 2007. 51 с.

105. СТО 34.01-2.2-032-2017. Линейное коммутационное оборудование 6-35 кВ - секционирующие пункты (реклоузеры). Том 1.1. Общие данные. М.: ПАО «Россети», 2017. 24 с.

106. СТО 34.01-2.2-033-2017. Линейное коммутационное оборудование 35 кВ - секционирующие пункты (реклоузеры). Том 1.2. Секционирующие пункты (реклоузеры). М.: ПАО «Россети», 2017. 22 с.

107. СТО 56947007-29.240.01.271-2019. Методические указания по технико-экономическому обоснованию электросетевых объектов. Эталоны обоснований. - М. : ОАО «ФСК ЕЭС», 2019.

108. СТО 34.01-24-002-2021. Организация технического обслуживания и ремонта объектов электросетевого хозяйства. - М. : ПАО «Россети», 2021.

109. CTO 34.01-21.1-001-2017. Распределительные электрические сети напряжением 0,4-110 кВ. Требования к технологическому проектированию (с изм. 2021). М.: ПАО «Россети». 2021, 242 с.

110. Хлебников В.К. Определение мест размыкания сетей 6 (10) кВ с учётом тарифов на электроэнергию / В.К. Хлебников, О.А. Кудря О.А. // Диагностика электрооборудования и режимы работы : спецвыпуск. / Изв. вузов. Электромеханика. - 2010. - С. 24-25.

111. Шведов Г.В. Электроснабжение городов: электропотребление, расчетные нагрузки, распределительные сети. Учебное пособие. - М.: МЭИ, 2012. - 268 с. - ISBN: 978-5-383-00743-3.

112. Шифр 25.0038. Разработка расчетных пролетов для железобетонных, деревянных и стальных многогранных опор ВЛ 0,38-35 кВ с самонесущими изолированными, защищенными и неизолированными проводами в соответствии с ПУЭ седьмого издания. ОАО РАО «ЕЭС России». Москва, 2005.

113. B^chorek W., Benesz M. Analysis of sectionalizing switch placement in medium voltage distribution networks in the aspect of improving the continuity of power supply. Power systems & power electronics. Bulletin of the polish academy of sciences technical sciences, Vol. 68, No. 3, 2020 DOI: 10.24425/bpasts.2020.133377.

114. Bernardon D.P., Sperandio M., Garcia V.J., Russi J., Canha L.N., Abaide A.R., Daza E.F. Methodology for allocation of remotely controlled switches in distribution networks based on a fuzzy multi-criteria decision making algorithm, Elect. Power Syst. Res., 81 (2011), 414-420.

115. Bezerra J. R., Barroso G. C.,. Leao R. P. S and Sampaio R. F. Multiobjective Optimization Algorithm for Switch Placement in Radial Power Distribution Networks. IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 30, no. 2, pp. 545-552, April 2015, doi: 10.1109/TPWRD.2014.2317173.

116. Bhugwandeen R. and Saha A. K. Improving Reliability on Distribution Systems Using BPSO for Device Placement. Southern African Universities Power Engineering Conference/Robotics and Mechatronics/Pattern Recognition Association of South Africa (SAUPEC/RobMech/PRASA), Bloemfontein, South Africa, 2019, pp. 253-258, doi: 10.1109/RoboMech.2019.8704777.

117. Billinton R., Jonnavithula S. A test system for teaching overall power system reliability assessment. IEEE Transaction on Power Systems, 1996, vol. 11, no. 4, pp. 1670-1676.

118. Brown R. E. Electric Power Distribution Reliability, 2nd Ed., CRC Press, 2009.

119. Brown R. E. Network reconfiguration for improving reliability in distribution systems. IEEE Power Engineering Society General Meeting (IEEE

Cat. No.03CH37491), Toronto, ON, Canada, 2003, pp. 2419-2424 Vol. 4, doi: 10.1109/PES.2003.1271020.

120. Brown R. E., Gupta S. S., Christie R. D. and Venkata S. S. A Genetic Algorithm for Reliable Distribution System Design. International Conference on Intelligent Systems Applications to Power Systems, Orlando, FL, January 1996, pp. 29-33.

121. Brown R. E., Venkata S. S. and Christie R. D. Hybrid Reliability Optimization Methods for Electric Power Distribution Systems. International Conference on Intelligent Systems Applications to Power Systems, Seoul, Korea, IEEE, July 1997.

122. Calderaro V., Lattarulo V., Piccolo A. and Siano P. Optimal Switch Placement by Alliance Algorithm for Improving Microgrids Reliability. IEEE Transactions on Industrial Informatics, vol. 8, no. 4, pp. 925-934, Nov. 2012, doi: 10.1109/TII.2012.2210722.

123. Chen C.-S., Lin C.-H., Chuang H.-J., Li C.-S., Huang M.-Y. and Huang C.-W. Optimal placement of line switches for distribution automation systems using immune algorithm. IEEE Trans. Power Syst., vol. 21, no. 3, pp. 1209-1217, Aug. 2006.

124. Conti S., Nicolosi R. and Rizzo S. A. Optimal investment assessment for distribution reliability through a multi-objective evolutionary algorithm. 2011 International Conference on Clean Electrical Power (ICCEP), Ischia, Italy, 2011, pp. 774-777, doi: 10.1109/ICCEP.2011.6036391.

125. Da Silva L.G.W. and Pereira R.A.F. Optimized placement of control and protective devices in electric distribution systems through reactive tabu search algorithm. Electric Power Systems Research, vol. 78, no. 3, pp. 372-38, 2008.

126. Esteban A. and Alberto A. Optimal selection and allocation of sectionalizers in distribution systems using fuzzy dynamic programming. Energy Power Eng., vol. 2, pp. 283-290, 2010.

127. Falaghi H, Haghifam M.-R. and Singh C. Ant colony optimization based method for placement of sectionalizing switches in distribution networks

using a fuzzy multi objective approach. IEEE Trans. Power Del., vol. 24, no. 1, pp. 268-276, Jan. 2009.

128. Fangxing Li, Brown R. E. and Freeman L. A. A. A linear contribution factor model of distribution reliability indices and its applications in Monte Carlo simulation and sensitivity analysis. IEEE Transactions on Power Systems, vol. 18, no. 3, pp. 1213-1215, Aug. 2003, doi: 10.1109/TPWRS.2003.814906.

129. Feng X., Liao Y., Pan J. and Brown R. E. An application of genetic algorithms to integrated system expansion optimization. IEEE Power Engineering Society General Meeting (IEEE Cat. No.03CH37491), Toronto, ON, Canada, 2003, pp. 741-746 Vol. 2, doi: 10.1109/PES.2003.1270399.

130. Galias Z. Tree-Structure Based Deterministic Algorithms for Optimal Switch Placement in Radial Distribution Networks. IEEE Trans. Power Syst. 34(6), 4269-4278, (2019).

131. Haghifam M.R. Optimal allocation of tie points in radial distribution systems using a genetic algorithm. European Transactions on Electrical Power, vol. 4, no. 2, pp. 85-96, 2004.

132. Hajivand M., Karimi R., Karimi M. et al. Optimal recloser placement by binary differential evolutionary algorithm to improve reliability of distribution system. International Journal of Information Security and SystemsManagement, Vol. 3,No.2, pp.345-349, 2014.

133. IEEE Std. 1366-2012 - IEEE. Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices. 2012. 43 p.

134. Integration Definition for Function Modeling (IDEF0) // Draft Federal Information Processing Standards Publication 183. - 1993.

135. Leite F. d. R. et al. Efficient Switch Placement for Power Distribution Systems using Pareto Optimality Multiobjective Function. IEEE PES Innovative Smart Grid Technologies Conference - Latin America (ISGT Latin America), Gramado, Brazil, 2019, pp. 1-5, doi: 10.1109/ISGT-LA.2019.8895472.

136. Levitin G. and Mazal-Tov S. Optimal sectionalizer allocation in electric distribution systems by genetic algorithm. Elect. Power Syst. Res., vol. 35, no. 3, pp. 149-155, 1995.

137. Li W., Wang P., Li Z. and Liu Y. Reliability Evaluation of Complex Radial Distribution Systems Considering Restoration Sequence and Network Constraints. IEEE Trans. on Power Syst., vol. 19, no. 2, pp. 753-758, Apr. 2004.

138. Liasi S., Ghiasi N. and Hadidi R. Optimal Switch Placement to Improve the Reliability of Distribution Network in Interconnected Network of Microgrids Using a Graph-Based Approach. IEEE Transactions on Industry Applications, vol. 60, no. 4, pp. 5470-5479, July-Aug. 2024, doi: 10.1109/TIA.2024.3384355.

139. Liu H., Huang J. Reliability Evaluation for Complex Distribution System based on the Simplified Zone Model and the Minimal Path. APPEEC 11 Proceedings of the 2011 Asia-Pacific Power and Energy Engineering Conference, Wuhan, China, pp. 1-4, Mar. 2011.

140. Ma L., Lv S. W. X. and Miyajima H. Optimal switch placement in distribution networks under different conditions using improved ga. Second International Conference on Computational Intelligence and Natural Computing, vol. 1, Sep 2010, pp. 236-239.

141. Marca D.A., McGowan C.L. SADT: Structure Analysis and Design Techniques. McGraw Hill Publ., New York, 1988 (Russ. ed.: Moscow, Meta Tekhnologiya Publ., 1993, 243 p.).

142. Mazidi M.R., Aghazadeh M. , Teshnizi Y.A. and E. Mohagheghi. Optimal placement of switchingdevices in distribution networks using multi-objective genetic algorithm. In 2013 21st Iranian Conference on Electrical Engineering (ICEE), pages 1-6. IEEE, 2013.

143. Moradi A., Fotuhi-Firuzabad M.. Optimal Switch Placement in Distribution Systems Using Trinary Particle Swarm Optimization Algorithm. IEEE Transactions on power delivery, VOL. 23, NO. 1, JANUARY 2008.

144. Sazykin V., Bogdan A. and Bagmetov A. The recloser placement optimization using digital network twin tools. 2021 International Ural Conference on Electrical Power Engineering (UralCon), Magnitogorsk, Russian Federation, 2021, pp. 324-328, doi: 10.1109/UralCon52005.2021.9559416.

145. Short T. A. Electric Power Distribution Handbook, 2ed, CRC Press,

2014.

146. Tippachon W. and Rerkpreedapong D. Multiobjective optimal placement of switchesand protective devices in electric power distribution systems using ant colony optimization. Electric Power Systems Research, Vol. 79, No. 7, pp. 1171-1178, 2009.

147. Vahidnia A., Ledwich G., Ghosh A. and Palmer E. An improved genetic algorithm and graph theory based method for optimal sectionalizer switch placement in distribution networks with DG. AUPEC 2011, Brisbane, QLD, Australia, 2011, pp. 1-7.

148. Xie K., Zhou P., Zhou J., Sun Y. and Long X. Reliability Evaluation Algorithm for Complex Medium Voltage Radial Distribution Network based on Fault-Spreading-Method. Automation of Electric Power System, vol. 25, no. 4, pp. 45-48, Feb. 2001 (in Chinese).

149. Wang C., Zhang T., Luo F., Li P. and Yao L. Fault Incidence Matrix Based Reliability Evaluation Method for Complex Distribution System. IEEE Transactions on Power Systems, vol. 33, no. 6, pp. 6736-6745, Nov. 2018, doi: 10.1109/TPWRS.2018.2830645.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(справочное)

ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ МОДЕЛИ ПРОЦЕССА ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТ ОПТИМАЛЬНОГО РАСПОЛОЖЕНИЯ ПУНКТОВ СЕТЕВОГО СЕКЦИОНИРОВАНИЯ ПО ПРИНЦИПУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ

Основные задачи технологического проектирования:

1. Согласно Положению «О единой технической политике в электросетевом комплексе» [62], для повышения надежности ВЛ напряжением 6-35 кВ по критериям SAIDI, ENS определить оптимальное место расположения пункта сетевого секционирования с автоматическим вводом резерва (ПСС АВР QÄBP) по принципу технологической целесообразности. В нормальном режиме предусматривается разомкнутое положение контактов ПСС АВР Q .

2. Для каждой части ВЛ по критериям SAIDI, ENS определить оптимальное место расположения пункта сетевого секционирования (ПСС ) по принципу технологической целесообразности. В нормальном режиме предусматривается замкнутое положение контактов ПСС Q .

3. Оценить технико-экономические результаты проектных решений.

1.1 Исходные данные к технологическому проектированию

Рассматривается вариант магистральной сети с двумя ЦП и различными длинам ответвлений (рисунок 1.1). Основные характеристики рассматриваемой сети приведены на рисунке 1.1 и в таблице 1.1.

Рисунок 1.1 - Исходная расчетная схема распределительной магистральной сети с двумя центрами питания: ПС «А», ПС «В» - шины подстанции, питающие распределительную сеть

Таблица 1.1 - Основные характеристики проектируемого объекта

Наименование характеристики Характеристика объекта

Тип электрической сети Магистральный

Количество центров питания, шт 2

Тип ЛЭП ВЛ

Номинальное напряжение, кВ 10

Район по ветровому давлению [102] IV

Район по толщине стенки гололеда [ 102] IV

Местность [112] Населенная

Опоры [112] На базе железобетонных стоек

Длина опор, м [112] 10,5

Количество цепей, шт 1

Расчетный пролет, м [112] 45

Длина магистрального участка ЛЭП, км 15,4

Длина ответвлений ЛЭП, км 10,35

Передаваемая полная мощность, кВА 3228

Количество потребительских ТП, шт 34

Нормируемое значение коэффициента реактивной 0,4

мощности [66]

Характер распределения нагрузки по линии Неравномерный

Характер распределения мест подключения потребительских ТП Неравномерный

Расчетный коэффициент активной мощности 0,928

Вид проводника Неизолированный

Марка проводника АС

Сечение проводника, мм2 95

Удельное активное сопротивление, Ом/км 0,3

Удельное индуктивное сопротивление, Ом/км 0,33

Расположение пункта сетевого секционирования На магистрали

Режимы работы электрической сети:

1. Нормальный режим. Магистральная сеть с двумя ЦП работает в разомкнутом режиме и разделена на две части: первая часть сети питается от шин ЦП (ПС) «А», вторая часть сети питается от шин ЦП (ПС) «В».

2. Послеаварийный режим. Две части сети получают питание от одного из оставшихся в работе ЦП.

Основные регламентирующие документы, определяющие требования к технологическому проектированию

Федеральные нормативные акты:

1. "Земельный кодекс Российской Федерации" от 25.10.2001 №136-ФЗ (ред. от 14.02.2024).

2. Правила определения размеров земельных участков для размещения воздушных линий электропередачи и опор линий связи, обслуживающих электрические сети (утв. постановлением Правительства РФ от 11 августа 2003 г. №486).

3. Лесной кодекс РФ от 4 декабря 2006 г. №200-ФЗ.

4. "Градостроительный кодекс Российской Федерации" от 29.12.2004 №190-ФЗ (ред. от 25.12.2023) (с изм. и доп., вступ. в силу с 01.02.2024).

5. Федеральный закон "Об охране окружающей среды" от 10.01.2002 №7-ФЗ.

6. Федеральный закон "Об особо охраняемых природных территориях" от 14.03.1995 №33-ФЗ.

7. Федеральный закон "О животном мире" от 24.04.1995 №52-ФЗ.

8. Федеральный закон "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности" от 22.07.2008 №123-ФЗ.

Отраслевая нормативно-техническая документация:

1. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Издание седьмое.

2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. Приказ Министерства энергетики РФ от 4 октября 2022 г. №1070.

3. РД 153-34.3-20.409-99 «Руководящие указания об определении понятий и отнесении видов работ и мероприятий в электрических сетях отрасли "Электроэнергетика" к новому строительству, расширению, реконструкции и техническому перевооружению».

Организационно-распорядительные документы и нормативно-техническая документация ПАО «Россети»:

1. Концепция «Цифровая трансформация 2030» ПАО «Россети». Москва, 2018.

2. Положение «О единой технической политике в электросетевом комплексе». Утверждено Советом директоров Общества (протокол от 28.12.2024 №673).

3. СТО 34.01-21.1-001-2017 (с изменениями от 28.09.2021, 28.12.2022) Распределительные электрические сети напряжением 0,4-110 кВ. Требования к технологическому проектированию.

4. СТО 34.01-3.2-004-2016. Реклоузеры 6-35 кВ. Общие технические требования.

5. СТО 34.01-2.2-032-2017. Том №1.1 Общие данные.

6. СТО 34.01-2.2-033-2017. Том №1.2. Секционирующие пункты (реклоузеры).

7. СТО 34.01-21-005-2019. Цифровая электрическая сеть. Требования к проектированию цифровых распределительных электрических сетей 0,4-220 кВ.

8. СТО 34.01-24-002-2021. Организация технического обслуживания и ремонта объектов электросетевого хозяйства.

9. Техническое обслуживание и ремонт ВЛ, ТП, СП, РП электрических сетей 0,4-20 кВ.

1.2 Определение места расположения ПСС АВР в электрической сети

1.2.1 Определение места расположения ПСС АВР по уровню допустимых потерь напряжения в сети с двумя центрами питания и произвольным распределением ответвлений

Рассматривается порядок определения места расположения ПСС АВР QÁBP по уровню допустимых потерь напряжения в схеме линии электропередачи (рисунок 1.1) на примере преобразованной схемы (рисунок 1.2) распределительной магистральной сети.

Место расположения ПСС QABP определяется точкой токораздела, в которой потери напряжения AU будут одинаковыми, считая, что питание осуществляется поочередно от каждого ЦП. Согласно ГОСТ 32144-2013 [20] падение напряжения AU должно находиться в пределах ±5%. При напряжении на шинах ЦП + 5%UHOM, AU в точке токораздела не должна превышать 10%.

Определение потери напряжения осуществляется по формуле[86]:

M S

aU = -103 • (r0 • совф + • sin ф)• LBJ1], В, (1.1)

j =1 U ном ПС

где Sy. - номинальная мощность ТП в j-расчетном узле, кВ А; r0, х0 -удельные активное и индуктивное сопротивления проводника ВЛ, Ом/км;

ьт - длина у-го участка ВЛ, км; иномПС - номинальное напряжение на шинах ПС, питающих ВЛ.

Рисунок 1.2 - Расчетная схема распределительной магистральной сети с двумя центрами питания: ПС «А», ПС «В» - шины подстанции, питающие

распределительную сеть; ьшг - длина магистрального участка сети; £07В - длина магистрального участка сети; 8ном - номинальная мощность потребительских ТП; - количество потребительских ТП; ьош > - длина обхода участков сети от шины ПС «А» к шине ПС «В»; ЬОБХ: < - длина обхода участков сети от шины ПС «В» к шине ПС «А»

Допустимая потеря напряжения для нормального режима определяется по формуле [86]:

линорм> = ^норм < 10%. (1.2)

и номПС

При исчезновении напряжения на одном из ЦП, линия переходит в послеаварийный режим, и рассматривается как сеть с одним ЦП. В таком

случае потеря напряжения ДU [39, 40, 86, 110] будет определяться суммой потерь двух частей, и не должна превышать 20% [86]:

ДU - ДU < 20%. (1.3)

пар,% пав тт-

и номПС

Поскольку в рассматриваемой схеме сети (рисунок 1.1), в некоторых точках подключения имеется несколько потребительских ТП, то в дальнейшем вместо понятия «точка», которое использовалось для подключения одной ТП (глава 2), будет использоваться понятие «узел».

Расчет потерь осуществляется в табличной форме (таблица 1.2). Таблица содержит колонки с необходимыми исходными (рисунок 1.2, таблица 1.1) и полученными расчетными данными.

Таблица 1.2 - Определение допустимых потерь напряжения в распределительной магистральной сети с двумя центрами питания и

произвольным распределением ответвлений*

м Lмаг LмагE> LмагE< Sном ТП Sном ТП£> Sном ТП£< ди ДиЕ> дик

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Точка км кВА В

0 0,00 0,00 15,40 0 0 3228 0,00 0,00 1988,45

1 1,20 1,20 14,20 100 100 3228 4,80 4,80 1833,50

2 0,90 2,10 13,30 63 163 3128 5,29 13,69 1664,10

3 1,10 3,20 12,20 100 263 3065 12,80 33,66 1495,72

4 0,40 3,60 11,80 250 513 2965 36,00 73,87 1399,48

5 0,75 4,35 11,05 160 673 2715 27,84 117,10 1200,03

6 1,10 5,45 9,95 63 736 2555 13,73 160,45 1016,89

7 0,80 6,25 9,15 100 836 2492 25,00 209,00 912,07

8 1,10 7,35 8,05 350 1186 2392 102,90 348,68 770,22

9 0,50 7,85 7,55 415 1601 2042 130,31 502,71 616,68

10 0,25 8,10 7,30 260 1861 1627 84,24 602,96 475,08

11 0,40 8,50 6,90 100 1961 1367 34,00 666,74 377,29

12 1,50 10,00 5,40 63 2024 1267 25,20 809,60 273,67

13 0,80 10,80 4,60 63 2087 1204 27,22 901,58 221,54

14 0,20 11,00 4,40 326 2413 1141 143,44 1061,72 200,82

15 0,50 11,50 3,90 100 2513 815 46,00 1155,98 127,14

16 0,30 11,80 3,60 63 2576 715 29,74 1215,87 102,96

17 0,30 12,10 3,30 326 2902 652 157,78 1404,57 86,06

18 0,50 12,60 2,80 100 3002 326 50,40 1513,01 36,51

19 0,50 13,10 2,30 63 3065 226 33,01 1606,06 20,79

20 0,30 13,40 2,00 100 3165 163 53,60 1696,44 13,04

21 0,50 13,90 1,50 63 3228 63 35,03 1794,77 3,78

22 1,50 15,40 0,00 0 3228 0 0,00 1988,45 0,00

*Примечание. Колонки заполняются на основе технического задания в следующей последовательности:

1) в колонке 1 построчно указываются порядковые номера узлов м подключения потребительских ТП;

2) в колонке 2 построчно указываются протяженности ьМАГ между двумя соседними узлами м по магистрали;

3) в колонке 3 построчно указывается построчно нарастающий результат расчета обхода ЬМЛГЕ> двух частей сети по направлению от шин ПС (ЦП) «А» до шин ПС (ЦП) «В» без учета ответвлений;

4) в колонке 4 построчно указывается построчно убывающий результат расчета обхода двух частей сети по направлению от шин ПС (ЦП) «В» до шин ПС (ЦП) «А» без учета ответвлений;

5) в колонке 5 построчно указывается полная номинальная мощность потребительских ТП 5ножШ в каждом узле м ;

6) в колонке 6 построчно записывается нарастающий результат расчета суммарной полной номинальной мощности потребительских ТП 5нол<глЕ> в каждой узле м по направлению обхода от шин ПС (ЦП) «А» до шин ПС (ЦП) «В»;

7) в колонке 7 построчно записывается убывающий результат расчета суммарной полной номинальной мощности потребительских ТП 5нол<глЕ< в каждом узле м по направлению обхода от шин ПС (ЦП) «В» до шин ПС (ЦП) «А»;

8) в колонке 8 построчно записывается результат расчета потерь напряжения Аи на каждом узле м ;

9) в колонке 9 построчно записывается нарастающий результат расчета суммарных потерь напряжения АЦЕ> в каждом узле м по направлению обхода от шин ПС (ЦП) «А» до шин ПС (ЦП) «В»;

10) в колонке 10 построчно записывается убывающий результат расчета суммарных потерь напряжения AUL < в каждом узле M по направлению обхода от шин ПС (ЦП) «В» до шин ПС (ЦП) «А».

На основе данных таблицы 1.2 строятся графики распределения потерь напряжения Аи в зависимости от номера узла м подключения потребительских ТП (рисунок 1.3) и длины ьшг обхода магистрали сети (рисунок 1.4). Построение графиков осуществляется следующим образом: по полученным расчетным значениям потерь напряжения Аи и узлов подключения м потребительских ТП указываются точки в координатах осей (Аи,м) и (Аи,Ьшг) для каждого направления обхода - от шин ЦП ПС «А» и шин ЦП ПС «В». Полученная последовательность точек соединяется прямыми линиями. В результате получаются две пересекающиеся кривые 1 и 2. Место пересечения кривых 1 и 2 является координатой точки токораздела по уровню допустимых потерь напряжения Аи для расположения ПСС . А и, В

2

1 / / •/

1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200

8 Мхо 12 14 16 18 20 Л/, ed.

Рисунок 1.3 - График распределения потерь напряжения Аи в зависимости от номера узла м : 1 - кривая распределения потерь напряжения Аи по направлению обхода от шин ПС «А» до шин ЦП ПС «В» ; 2 - кривая

распределения потерь напряжения Аи по направлению обхода от шин ПС «В» до шин ПС «А»; мАи - полученная координата точки токораздела по уровню допустимых потерь напряжения Аи

А1/,В 1800

1600

1400

1200

1000

800

600

400

200

0

1

/

J

2

1

0 2 4 6 10 12 14 Ьтг.км

Рисунок 1.4 - График распределения потерь напряжения Аи в зависимости

от длины ьшг обхода магистрали сети и направления: 1 - кривая распределения потерь напряжения Аи по направлению обхода от шин ПС «А» до шин ПС «В»; 2 - кривая распределение потерь напряжения Аи по направлению обхода от шин ПС «В» до шин ПС «А»; ьАи - длина до координаты точки токораздела по уровню допустимых потерь

напряжения Аи

Найденная по (рисунок 1.3) координата точки мАи является ориентировочной среди узлов м без конкретного расстояния между координатами по длине ЬМАГ. Ориентировочная координата точки мАи необходима для работы с поопорной схемой сети (блок А5, рисунок 3.11). Полученное графоаналитическим методом значение ьАи (рисунок 1.4)

разделяет сеть на две части, каждая из которых проверяется по допустимой потере напряжения (1.2).

Потеря напряжения для нормального режима в первой части сети длиной 1ШГ1 = 7,98 км определяется по формуле (1.1):

Аи = -1601 • 103 • (0,3 • 0,928 + 0,33 • 0,373) • 7,98 = 486 В.

1 10500

Потеря напряжения для нормального режима во второй части сети длиной ЬМАГ2 = 7,42 км определяется по формуле (1.1):

1 ¿чОТ

Аи2 =--103 • (0,3 • 0,928 + 0,33 • 0,373) • 7,42 = 460 В;

2 10500

Расхождение результатов (погрешность) расчетов потерь напряжения на первой и второй части сети составляет:

511 - 483

5и = 5-83 • 100% = 5,34%

511 .

Погрешность 5и = 5,34% обусловлена дискретным характером построения кривых (рисунок 1.3, 1.4).

Далее потеря напряжения для двух частей сети выражается в процентах по отношению к номинальному напряжению и сравнивается с допустимым значением [86] по выражению (1.2):

Аи = 486 • = 4,62 < 10% . 1норм,% 10500

Аи, „ = 460 = 4,38 < 10%.

2 норм,% 10500

Результаты проверки по допустимой потере напряжения соответствуют ГОСТ 32144-2013 [20].

Полученная координата точки токораздела мхи0 по уровню допустимых потерь напряжения Аи показана на (рисунок 1.5).

Рисунок 1.5 - Расчетная схема распределительной магистральной сети с точкой токораздела мАи по уровню допустимых потерь напряжения Аи

1.2.2 Определение места расположения ПСС АВР по уровню значений годового недоотпуска электроэнергии ENS

В соответствии с разработанной IDEFO-моделью (глава 3, рисунок 3.11), определение места расположения ПСС АВР QÄBP в рассматриваемой сети (рисунок 1.1) на первом этапе начинается с блока А1 «Классифицировать РЭС» (рисунок 1.6).

Нормативные документы

Первичные исходные данные (табл. 4.1.1, рис. 4.1)

Расчетный

►

Классифицировать

вариант схемы сети (рис. 2.12)

(Вход)

РЭС

(Выход)

А1

(Механизм) Использование сформированной блок-схемы (рис. 4.2.6)

Рисунок 1.6 - Блок А1 «Классифицировать РЭС» ЮЕБО-модели

Входной информацией блока А1 (Вход) являются первичные исходные данные о рассматриваемой сети напряжением 10 кВ, приведенные в таблице (таблица 1.1.1).

Управляющими воздействиями блока А1 (Управление) являются нормативные документы:

1) Правила устройства электроустановок [65];

2) Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации [64];

3) СТО 34.01-21.1-001-2017. Распределительные электрические сети напряжением 0,4-110 кВ. Требования к технологическому проектированию.

4) Положение ПАО «Россети» «О единой технической политике в электросетевом комплексе» [62];

5) Концепция «Цифровая трансформация 2030» ПАО «Россети» [37];

6) СТО 34.01-24-002-2021. Организация технического обслуживания и ремонта объектов электросетевого хозяйства [108].

[109];

Алгоритмом управления блока А1 (Механизм) является база данных (БД) с алгоритмами определения оптимального места расположения ПСС QÄBP для сетей различной конфигурации (глава 3, п. 3.1). Аналогично рисунку 3.6, алгоритм №6 (глава 3) составляется алгоритм определения оптимального места расположения ПСС по критерию годового недоотпуска электроэнергии ENS в сети с двумя центрами питания и произвольным распределением ответвлений (рисунок 1.7).

Рисунок 1.7 - Алгоритм определения оптимального места расположения ПСС по критерию годового недоотпуска электроэнергии ENS в сети с двумя центрами питания и произвольным распределением ответвлений

Выходной информацией блока А1 (Выход) является необходимая информация в виде выбора схемы сети [93, 94, 144] с двумя центрами питания и произвольным распределением ответвлений (глава 2, рисунок 2.12), позволяющая на следующих этапах определить оптимальное место расположения ПСС .

АВР

Вторым этапом при определении места расположения ПСС Q являются преобразования в блоке А2 «Рассчитать значения критерия надежности» (рисунок 1.8). После классификации расчетной схемы сети (рисунок 1.1), осуществляется расчет значений по критерию ENS.

Ограничения (Управление)

Нормы критерия ENS [11,13] (Управление) Результат

расчетов

1_ значений по

критерию ENS

Расчетный вариант схемы сети (рис. 2.12) (Вход) '

Рассчитать значения критерия надежности

(табл. 4.2.2)

(Выход)

А2

(Механизм) ^ Согласование/

М и L

(Механизм)

Аналитическое выражение критерия

ENS

(Механизм) Использование сформированной блок-схемы (рис. 4.2.6)

Рисунок 1.8 - Блок А2 «Рассчитать значения критерия надежности»

Входной информацией блока А2 (Вход) является выходная информация блока А1.

Управляющими воздействиями блока А2 (Управление) являются нормируемые значения критерия ENS:

1) Методические указания по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и услуг для организации по управлению единой (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций [67];

2) Методические указания по обеспечению при проектировании нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства [48].

В качестве ограничений в блоке А2 рассматривается информация, принятая в главе 2 (п. 2.3):

- удельное количество отключений потребителей ®0 принимается единиц на 100 км сети в год [54, 55];

- повреждениями считаются устойчивые короткие замыкания;