30
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(17),
июнь
2020
В
статье
проанализированы
различные
подходы
к
рацио
-
нальному
размещению
оборудования
активно
-
адаптивной
сети
,
в
частности
:
реклоузеров
6–20
кВ
,
пунктов
коммер
-
ческого
учета
6–20
кВ
,
пунктов
коммерческого
учета
и
сек
-
ционирования
6–20
кВ
.
Представлен
подход
к
внедрению
указанных
устройств
в
рамках
пилотного
проекта
«
Цифро
-
вой
РЭС
»
в
Северном
и
Южном
РЭС
филиала
АО
«
Россети
Тюмень
» — «
Тюменские
распределительные
сети
».
В
соответствии
с
энергетической
стратегией
России
на
период
до
2030
года
[1]
в
качестве
приоритетных
направлений
научно
-
технического
прогресса
в
энерге
-
тическом
секторе
определено
создание
высокоинтегрированных
интеллектуаль
-
ных
системообразующих
и
распределительных
электрических
сетей
нового
по
-
коления
в
Единой
энергетической
системе
России
(
интеллектуальные
сети
— Smart Grid)
и
высокоинтегрированного
информационно
-
управляющего
комплекса
оперативно
-
диспет
-
черского
управления
в
режиме
реального
времени
с
экспертно
-
расчетными
системами
принятия
решений
.
На
основе
данной
стратегии
ПАО
«
Россети
»
утверждена
концепция
«
Цифровая
транс
-
формация
2030» [2],
в
которой
даны
термины
и
определения
цифровой
сети
,
поставлены
цели
и
задачи
для
перехода
к
цифровой
распределительной
сети
6–20/0,4
кВ
.
Согласно
концепции
,
цифровая
сеть
—
совокупность
объектов
электрической
сети
,
управление
которыми
осуществляется
на
базе
цифровых
технологий
.
Основные
принципы
цифровой
трансформации
в
рамках
компании
:
–
обеспечение
наблюдаемости
сетевых
объектов
и
режимов
их
работы
;
–
автоматизация
управления
технологическими
и
корпоративными
процессами
;
Евгений
МЫЛЬНИКОВ
,
ведущий
инженер
службы
реализации
услуг
и
учета
электро
-
энергии
филиала
АО
«
Россети
Тюмень
» —
«
Тюмен
ские
распреде
-
литель
ные
сети
»
Владимир
СМИРНОВ
,
к
.
т
.
н
.,
ведущий
инже
-
нер
отдела
перспектив
-
ного
развития
филиа
-
ла
АО
«
Россети
Тюмень
» — «
Тюмен
-
ские
распреде
литель
-
ные
сети
Анализ
подходов
к
рациональному
размещению
оборудования
,
обеспечивающего
переход
к
цифровой
активно
-
адаптивной
распределительной
сети
6–20/0,4
кВ
Энергоэффективность
31
Николай
ЧЕРНОВ
,
начальник
отдела
перспективного
развития
филиала
АО
«
Россети
Тюмень
» — «
Тюмен
-
ские
распределитель
-
ные
сети
»
Никита
КАЛИНИН
,
заместитель
директора
по
развитию
и
реа
-
лизации
услуг
филиала
АО
«
Россети
Тюмень
» — «
Тюмен
-
ские
распределитель
-
ные
сети
»
–
применение
принципов
автоматизированного
риск
-
ориентированного
управления
;
–
построение
цифровой
CIM-
модели
по
единому
отраслевому
стандарту
и
инфор
-
мационное
взаимодействие
со
всеми
контрагентами
(
сети
,
потребители
и
другие
субъекты
электроэнергетики
);
–
интеграция
и
объединение
различных
ИТ
-
систем
на
иерархических
уровнях
;
–
интеграция
сетевых
информационных
(
технологических
и
корпоративных
)
систем
.
В
ряду
устройств
,
обеспечивающих
переход
к
цифровым
сетям
6–20
кВ
,
выделяются
реклоузеры
,
пункты
коммерческого
учета
6–20
кВ
,
пункты
коммерческого
учета
и
секци
-
онирования
6–20
кВ
.
Реклоузер
—
это
один
из
основных
элементов
цифровой
электрической
сети
6–35
кВ
,
который
представляет
собой
специальный
аппарат
,
объединяющий
в
себе
высоковольтный
выключатель
,
микропроцессорную
релейную
защиту
,
оборудование
передачи
данных
и
управляемый
удаленно
.
Устанавливается
на
опоре
для
защиты
воздушных
линий
электропередачи
.
Предназначен
для
оперативных
переключений
в
распределительной
сети
,
автоматического
отключения
поврежденного
участка
,
авто
-
матического
повторного
включения
линии
,
автоматического
выделения
поврежденного
участка
,
автоматического
восстановления
питания
на
неповрежденных
участках
сети
,
сбор
,
обработку
и
передачу
информации
о
параметрах
режимов
работы
сети
и
состоя
-
нии
собственных
элементов
.
Пункт
коммерческого
учета
(
ПКУ
) 6–20
кВ
—
оборудование
,
монтируемое
на
опоре
или
непосредственно
на
проводах
сети
6–20
кВ
и
предназначенное
для
коммерческого
учета
электроэнергии
и
передачи
данных
в
АСКУЭ
.
В
активно
-
адаптивной
сети
ПКУ
,
кроме
функции
учета
,
обеспечивают
наблюдаемость
участка
.
Пункт
коммерческого
учета
и
секционирования
(
ПКУиС
) 6–20
кВ
—
оборудование
,
совмещающее
функции
реклоузера
и
ПКУ
.
Рациональное
расположение
оборудования
,
его
качественный
и
количественный
состав
в
распределительной
сети
6–20
кВ
необходимо
определять
,
учитывая
особен
-
ности
существующей
сети
,
планы
ее
развития
и
технологического
присоединения
но
-
вых
потребителей
,
возможности
ее
модернизации
или
реконструкции
с
использованием
других
современных
средств
и
материалов
и
понятие
об
оптимальной
структуре
сети
,
в
которой
эти
факторы
обеспечивают
достижение
всех
целевых
показателей
.
Понятие
об
оптимальной
структуре
сети
может
быть
сформировано
на
основе
опре
-
деления
территориальной
сетевой
компании
(
ТСО
),
приводимом
в
[3],
из
которого
можно
выделить
два
важных
момента
,
которые
делают
рассматриваемый
вопрос
актуальным
и
определяют
направление
исследований
:
1)
ТСО
оказывает
услуги
по
передаче
электрической
энергии
с
использованием
объ
-
ектов
электросетевого
хозяйства
;
2)
ТСО
—
это
коммерческая
организация
,
то
есть
целью
ее
деятельности
является
из
-
влечение
прибыли
.
Электросетевое
хозяйство
и
управление
им
должно
быть
организовано
таким
об
-
разом
,
чтобы
обеспечить
процесс
передачи
электроэнергии
,
характеризующийся
вы
-
соким
потребительским
качеством
(
в
первую
очередь
,
надежностью
)
и
минимальными
затратами
его
осуществления
,
а
также
точный
учет
поставляемой
услуги
по
передаче
электрической
энергии
.
С
точки
зрения
надежности
оптимальной
структуре
сети
6–20
кВ
можно
дать
следующую
характеристику
—
это
структура
электрической
сети
,
при
которой
обе
-
спечиваются
:
высокая
надежность
электроснабжения
потребителей
,
понимаемая
как
минимизация
перерывов
электроснабжения
и
обеспечение
параметров
качества
электроэнергии
в
допустимых
пределах
согласно
[4];
возможность
минимизировать
отключение
нагрузки
(
потребителей
)
при
плановых
и
аварийных
отключениях
путем
локализации
отключаемых
участков
за
счет
установки
различных
коммутационных
и
аппаратов
защиты
;
а
для
фидеров
,
имеющих
связь
через
разомкнутый
коммутаци
-
онный
аппарат
с
резервным
фидером
(
кольцующиеся
фидеры
),
также
возможность
32
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(17),
июнь
2020
перевода
максимальной
нагрузки
на
смежный
фидер
при
возникновении
необходимости
его
отключения
от
центра
питания
,
предусмотренного
нормальным
режимом
ра
-
боты
электрической
сети
,
возможность
регулирования
оборудования
с
целью
достижения
оптимального
режима
распределения
электроэнергии
.
Вопрос
рационального
расположения
реклоузера
сводится
к
определению
количества
и
положения
устройства
на
фи
-
дере
,
при
котором
:
–
обеспечивается
максимальное
улучшение
показателей
надежности
;
–
совокупная
стоимость
владения
(Total Cost of Ownership)
реклоузером
будет
минимальна
;
–
затраты
на
управление
участком
сети
будут
максималь
-
но
снижены
.
Вопрос
рационального
расположения
ПКУ
сводится
к
определению
количества
и
положения
устройств
на
грани
-
цах
участка
потребителя
,
при
котором
:
–
устройства
образуют
расчетную
схему
,
обеспечиваю
-
щую
максимально
точный
учет
электрической
энергии
приборами
учета
,
минимизацию
объема
электроэнергии
,
определяемого
расчетным
путем
;
–
совокупная
стоимость
владения
(Total Cost of Ownership)
ПКУ
будет
минимальна
;
–
риски
несанкционированного
доступа
будут
мини
-
мальны
.
Вопрос
рационального
расположения
ПКУиС
объединя
-
ет
в
себе
требования
к
расположению
реклоузера
и
ПКУ
.
Рассмотрим
подходы
исследователей
к
решению
обо
-
значенных
вопросов
.
РЕКЛОУЗЕР
Выбор
оптимального
места
расположения
секциониру
-
ющего
реклоузера
на
радиальных
ЛЭП
согласно
[5]
может
быть
реализован
путем
расчета
величин
промежутка
време
-
ни
с
момента
отключения
электроснабжения
до
его
восста
-
новления
и
недоотпуска
.
Величина
недоотпуска
определя
-
ется
формулой
:
W
но
=
P
∙
l
∙
q
∙
h
, (1)
где
W
но
—
годовой
недоотпуск
электроэнергии
,
кВт
·
ч
/
год
;
P
—
мощность
,
передаваемая
через
участок
линии
элек
-
тропередачи
,
кВт
;
l
—
длина
участка
линии
электропере
-
дачи
,
км
;
q
—
удельная
частота
отказов
линии
электро
-
передачи
, 1/
год
·
км
;
h
—
среднее
время
поиска
и
ремонта
повреждений
,
час
.
Авторы
анализируют
участок
сети
в
виде
магистрально
-
го
фидера
с
односторонним
питанием
.
Предполагают
раз
-
мещение
коммутационного
аппарата
на
различных
участках
фидера
и
определяют
соответствующие
данному
положе
-
нию
продолжительности
отключения
и
величину
недоотпу
-
ска
,
после
чего
строится
график
и
определяется
оптималь
-
ная
точка
установки
.
Аналогичный
алгоритм
действий
приведен
в
статье
[6].
При
этом
авторы
сравнивают
формулу
(1)
с
формулой
(2):
W
но
=
0,01
∙
0
∙
T
∙
l
∙
S
y
∙
cos
∙
k
с
, (2)
где
0
—
удельная
частота
повреждений
ВЛ
,
повр
.
на
100
км
в
год
;
T
—
среднее
время
восстановления
одного
устойчи
-
вого
повреждения
,
ч
;
S
у
—
установленная
мощность
транс
-
форматора
,
кВА
;
cos
—
коэффициент
мощности
;
k
с
—
ко
-
эффициент
спроса
.
Рассматривая
формулы
,
можно
отметить
,
что
в
целом
они
близки
по
смыслу
и
аргументам
,
но
формула
(1)
под
-
ходит
для
случая
,
когда
имеются
данные
по
результатам
замеров
мощности
на
участках
сети
,
а
(2) —
когда
известна
только
установленная
мощность
трансформаторов
.
В
работе
представлены
результаты
анализа
участка
сети
в
виде
маги
-
стрального
фидера
с
двухсторонним
питанием
.
Также
приве
-
дены
результаты
внедрения
реклоузеров
в
Багратионовском
и
Мамоновском
РЭС
АО
«
Янтарьэнерго
»:
среднее
время
перерывов
в
электроснабжении
снизилось
с
6
ч
30
мин
(
по
-
казатель
на
момент
начала
проекта
в
2013
году
)
до
49
мин
(
в
2015
году
)
в
Багратионовском
РЭС
и
с
2
ч
30
мин
до
1
ч
14
мин
в
Мамоновском
РЭС
,
что
подтверждает
наличие
эффекта
от
внедренного
оборудования
.
Следует
отметить
подход
к
внедрению
реклоузеров
в
электрической
сети
,
обеспечивающей
электроснабжение
участка
добычи
нефти
от
двух
питающих
линий
,
описанный
в
[7].
Реклоузеры
были
расположены
для
решения
конкрет
-
ной
цели
—
повышения
надежности
конкретной
группы
по
-
требителей
на
фидере
.
Цель
достигается
за
счет
обеспе
-
чения
автоматического
ввода
резерва
(
АВР
)
реклоузером
от
второй
питающей
линии
и
отключение
реклоузером
ава
-
рийного
участка
.
Для
этого
установлено
два
реклоузера
:
один
—
для
предотвращения
питания
со
стороны
отклю
-
чившейся
линии
за
счет
срабатывания
защиты
от
потери
питания
,
второй
—
для
АВР
.
Важно
отметить
,
что
подход
в
данном
случае
отличается
от
рассмотренных
ранее
,
так
как
в
предыдущих
статьях
целью
размещения
реклоузера
было
повышение
параметров
надежности
электроснабже
-
ния
всех
потребителей
фидера
,
а
в
данном
случае
конкрет
-
ной
группы
.
В
работе
[8]
представлена
следующая
последователь
-
ность
действий
при
планировании
размещения
секциониру
-
ющих
устройств
:
1)
выделение
участков
сети
на
участки
,
отделенные
комму
-
тационными
аппаратами
;
2)
определение
нагрузки
,
длительности
и
числа
отключе
-
ний
,
а
также
расчет
ожидаемого
годового
недоотпуска
электроэнергии
на
каждом
участке
;
3)
анализ
полученных
данных
и
выбор
мест
установки
ре
-
клоузеров
;
4)
оценка
эффективности
решения
по
относительным
по
-
казателям
изменения
недоотпуска
и
длительности
от
-
ключений
.
Энергоэффективность
33
Авторы
отмечают
,
что
надежность
сети
характеризует
-
ся
частотой
отказов
и
средним
временем
восстановления
.
Кроме
аварийных
отключений
предлагается
учитывать
плановые
отключения
.
Причем
последние
учитывают
с
коэффициентом
0,33,
что
требует
дополнительного
обо
-
снования
.
Конкретный
критерий
,
по
которому
определя
-
ется
первоначальный
вариант
установки
реклоузера
,
не
указан
,
однако
на
примере
показан
вариант
размещения
оборудования
на
разветвленной
магистральной
линии
с
возможностью
резервирования
от
другой
ЛЭП
.
Анало
-
гично
[7]
применяется
реклоузер
для
АВР
и
реклоузер
для
предотвращения
питания
со
стороны
отключившейся
ли
-
нии
,
и
два
реклоузера
делят
тупиковый
участок
на
секции
.
Интересно
сравнение
полученных
критериев
эффектив
-
ности
при
проведении
расчетов
описанных
мероприятий
по
внедрению
реклоузеров
с
альтернативным
вариантом
замены
всех
неизолированных
проводов
на
СИП
,
соглас
-
но
которым
в
данном
частном
случае
эффект
оказался
близким
по
значению
.
Подход
в
работе
[9]
предполагает
использование
тео
-
рии
вероятностей
для
анализа
режимов
работы
распреде
-
лительной
сети
,
выявления
возможностей
оптимизации
за
счет
регулирования
существующего
оборудования
и
вне
-
дрения
нового
оборудования
,
в
частности
коммутационных
аппаратов
типа
ПРВТ
(
предохранитель
-
разъединитель
вы
-
хлопного
типа
).
В
статье
приведен
пример
анализа
фиде
-
ра
10
кВ
с
тремя
потребителями
.
В
качестве
показателей
эффективности
рассматривается
недоотпуск
электроэнер
-
гии
,
складывающийся
из
недоотпуска
,
вызванного
полным
погашением
потребителей
при
разрыве
цепи
питания
вви
-
ду
отказа
оборудования
,
и
недоотпуска
из
-
за
низкого
каче
-
ства
напряжения
на
шинах
потребителей
.
Мероприятия
по
внедрению
дополнительного
оборудования
оцениваются
по
окупаемости
за
счет
снижения
ущерба
от
недоотпуска
,
который
учитывает
тариф
на
электроэнергию
за
вычетом
постоянных
затрат
,
затраты
на
восстановление
электро
-
снабжения
и
ущерб
потребителя
.
В
статье
[10]
описан
вариант
выбора
количества
и
мест
расположения
автоматических
секционирующих
аппаратов
на
основе
расчета
показателей
надежности
:
A
—
среднее
количество
(
математическое
ожидание
)
внезапных
отключе
-
ний
конечного
потребителя
в
течение
года
,
откл
./
год
;
T
c
—
средняя
продолжительность
(
математическое
ожидание
)
од
-
ного
внезапного
отключения
конечного
потребителя
,
ч
/
откл
.
A
рассчитывается
по
справочным
удельным
показателям
повреждаемости
элементов
канала
передачи
энергии
(
за
-
крепление
опоры
в
грунте
,
деревянный
элемент
опоры
,
изолятор
и
т
.
д
.)
и
количеству
соответствующих
элементов
.
T
c
рассчитывается
путем
сложения
всех
промежутков
вре
-
мени
от
начала
аварии
до
момента
возобновления
элек
-
троснабжения
(
промежуток
времени
от
момента
внезап
-
ного
отключения
до
момента
поступления
информации
об
отключении
к
диспетчеру
;
промежуток
времени
от
момента
выезда
оперативной
бригады
до
прибытия
к
поврежденно
-
му
участку
и
т
.
д
.).
На
основе
полученных
значений
показателей
A
и
T
c
,
а
также
установленной
трансформаторной
мощности
S
у
рассчитывается
аварийный
простой
трансформаторной
мощности
Π
.
Описанные
показатели
надежности
анало
-
гичны
принятым
в
международной
практике
SAIFI (System
Average Interruption Frequency Index)
и
SAIDI (System Average
Interruption Duration Index):
П
=
A
∙
T
c
∙
S
у
, (3)
SAIFI
=
J
j
=
1
N
j
/
N
t
, (4)
SAIDI
=
J
j
=
1
T
j
∙
N
j
/
N
t
,
(5)
где
T
j
—
продолжительность
j
-
го
прекращения
передачи
электрической
энергии
в
отношении
точек
поставки
по
-
требителей
услуг
сетевой
организации
в
рамках
техноло
-
гического
нарушения
,
час
;
N
j
—
количество
точек
поставки
потребителей
услуг
сетевой
организации
,
в
отношении
которых
произошло
j
-
ое
прекращение
передачи
электри
-
ческой
энергии
в
рамках
технологического
нарушения
,
шт
.;
N
t
—
максимальное
за
год
число
точек
поставки
потреби
-
телей
услуг
сетевой
организации
за
t
-
й
расчетный
период
регулирования
,
шт
.;
J
—
количество
прекращений
пере
-
дачи
электрической
энергии
в
отношении
точек
поставки
потребителей
услуг
сетевой
организации
в
t
-
м
расчетном
периоде
регулирования
,
шт
.
Формулы
(4, 5)
приведены
согласно
[11],
в
документе
ис
-
пользуются
обозначения
Π
sai
fi
,
Π
saidi.
В
статье
[12]
предлагается
основанный
на
«
генетиче
-
ском
алгоритме
»
метод
для
определения
оптимального
количества
и
местоположения
коммутационного
и
защит
-
ного
оборудования
распределительной
сети
,
такого
как
секционализаторы
(
подразумевается
коммутационный
аппарат
без
защит
,
не
предназначенный
для
отключения
токов
короткого
замыкания
),
предохранители
и
реклоу
-
зеры
.
Авторы
отмечают
,
что
установка
коммутационного
и
защитного
оборудования
в
распределительной
сети
со
-
кращает
продолжительность
отключений
и
повышает
на
-
дежность
сети
,
а
их
количество
и
расположение
должно
быть
оптимизировано
,
в
том
числе
,
для
минимизации
за
-
трат
.
Основными
критериями
количества
и
оптимального
расположения
были
выбраны
стоимость
защитного
обо
-
рудования
и
прибыль
,
полученная
в
результате
снижения
недоотпуска
электроэнергии
(ENS — energy not supplied).
В
качестве
примера
рассмотрена
сеть
из
15
ТП
,
в
которой
при
помощи
метода
«
генетического
алгоритма
»
были
пере
-
браны
комбинации
установки
различного
типа
оборудова
-
ния
,
их
положения
,
количества
и
стоимости
.
В
итоге
вы
-
брано
расположение
и
тип
коммутационного
и
защитного
оборудования
рассматриваемой
распределительной
сети
,
при
котором
были
максимально
улучшены
показатели
надежности
(SAIDI, SAIFI, Momentary Average Interruption
34
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(17),
июнь
2020
Frequency Index — MAIFI)
по
итогам
выполнения
заданного
количества
циклов
алгоритма
.
При
размещении
реклоузеров
в
рамках
пилотного
проек
-
та
«
Цифровой
РЭС
»
на
базе
Северного
РЭС
и
Южного
РЭС
филиала
АО
«
Россети
Тюмень
» — «
Тюменские
распредели
-
тельные
сети
» (
далее
—
Филиал
)
проектировщиком
исполь
-
зована
методика
,
описанная
в
стандарте
[13].
Согласно
стандарту
,
методика
основывается
на
параме
-
трах
: RNRE, ARIE, RDCO.
Параметр
RNRE (Relative Network Reconstruction
Ef
fi
ciency)
относительной
эффективности
реконструкции
сети
характеризует
насколько
улучшился
показатель
SAIFI
после
реконструкции
:
SAIFI
RNRE
=
1 – —
∙
100%.
(6)
SAIFI(0)
Параметр
ARIE (Average Reconstruction Investment
Ef
fi
ciency)
средней
эффективности
инвестиций
показывает
среднюю
стоимость
1% RNRE
при
заданных
условиях
:
ARIE
=
CIE / RNRE,
(7)
где
CIE –
инвестиции
,
требуемые
для
реконструкции
.
Параметр
RDCO (Relative Decline Cost of Ownership)
от
-
носительного
снижения
стоимости
владения
сетью
показы
-
вает
долю
снижения
стоимости
владения
сетью
при
выпол
-
нении
реконструкции
:
CO
RDCO
=
1 – —
∙
100%,
(8)
CO(0)
где
CO
и
CO(0) —
стоимость
владения
сетью
(
издержки
)
до
и
после
реконструкции
.
Для
расчета
в
рамках
пилотного
проекта
было
исполь
-
зовано
допущение
,
согласно
которому
вводятся
величины
средней
плотности
отключений
,
представляющей
собой
количество
отключений
(
аварий
)
за
год
на
один
километр
линии
,
а
также
средней
продолжительности
отключе
-
ния
.
Благодаря
этому
расчет
изменения
показателей
от
-
ключений
(SAIFI, SAIDI)
при
размещении
реклоузера
был
упрощен
.
Показатель
RNRE
рассчитывался
для
SAIFI
как
основной
и
для
SAIDI
как
второстепенный
,
так
как
количе
-
ство
отключений
определяет
,
в
том
числе
,
и
длительность
отключений
,
то
целесообразно
рассматривать
SAIFI
в
при
-
оритетном
порядке
.
Установка
реклоузеров
на
магистральных
фидерах
с
од
-
носторонним
питанием
по
длине
линии
определяется
в
сле
-
дующем
порядке
.
Первоначально
реклоузер
устанавлива
-
ется
в
базовой
точке
,
которая
делит
магистральную
линию
на
равные
участки
по
критерию
количества
потребителей
N
на
этом
участке
,
умноженному
на
долю
аварийности
это
-
го
участка
(
которая
определяется
как
доля
от
всей
длины
,
с
учетом
постоянной
величины
средней
плотности
аварий
),
затем
рассчитываются
параметры
отключений
: SAIDI, SAIFI
и
эффективности
(RNRE).
Далее
определяется
направление
перемещения
реклоу
-
зера
,
обеспечивающее
рост
RNRE.
Производится
смещение
реклоузера
ближе
к
центру
питания
на
одну
отпайку
и
даль
-
ше
от
центра
питания
,
в
обоих
точках
проводится
расчет
па
-
раметров
.
Определив
направление
смещения
,
улучшающее
показатель
RNRE,
продолжают
последовательное
смеще
-
ние
и
расчет
до
тех
пор
,
пока
не
выявится
точка
расположе
-
ния
реклоузера
с
максимальным
значением
параметра
.
Аналогичную
работу
проводят
с
двумя
и
более
реклоузе
-
рами
.
При
увеличении
количества
реклоузеров
рост
RNRE
от
ввода
каждого
нового
пункта
постепенно
снижается
.
Та
-
ким
образом
,
получается
зависимость
RNRE
от
количества
реклоузеров
на
конкретной
линии
.
Проводится
расчет
по
всем
фидерам
РЭС
.
На
фидерах
с
двухсторонним
питанием
или
с
возможно
-
стью
резервирования
по
другим
линиям
в
месте
нормаль
-
ного
разрыва
устанавливается
реклоузер
с
АВР
,
при
этом
устанавливаются
дополнительные
коммутационные
аппара
-
ты
для
локализации
поврежденного
участка
за
счет
сраба
-
тывания
защиты
от
потери
питания
,
параметры
кольцевых
фидеров
пересчитываются
.
В
результате
появляется
совокупность
данных
,
по
-
зволяющая
сравнивать
эффективность
внедрения
ре
-
клоузеров
между
различными
фидерами
и
по
количеству
на
каждом
фидере
по
показателю
RNRE,
на
основании
которой
с
учетом
планируемых
объемов
финансирования
определяются
конкретные
фидеры
с
конкретными
точками
расположения
оборудования
.
Наиболее
эффективным
яв
-
ляется
внедрение
реклоузеров
на
кольцующихся
фидерах
с
нормальным
разрывом
,
что
обеспечивает
возможность
резервирования
.
После
моделирования
сети
и
выбора
места
установки
производится
корректировка
выбора
мест
установки
реклоу
-
зеров
по
критериям
:
возможности
проведения
строительно
-
монтажных
работ
,
удобства
доступа
эксплуатирующего
пер
-
сонала
,
принадлежности
земельного
участка
,
пересечение
ВЛ
и
т
.
д
.
В
случае
выполнения
работы
для
РЭС
в
целом
,
в
усло
-
виях
конкретного
запланированного
финансирования
,
ко
-
торое
не
позволяет
охватить
все
точки
,
в
которых
будет
обеспечен
эффект
по
RNRE,
применение
ARIE
и
RDCO
для
определения
оптимального
места
расположения
реклоузе
-
ров
не
потребовалось
.
Использованный
при
проектировании
подход
по
-
зволил
определить
оптимальное
размещение
66
рекло
-
узеров
и
10
ПКУиС
с
ожидаемым
RNRE
SAIFI
=
52,73%,
RNRE
SAIDI
=
68,83%
в
среднем
по
фидерам
РЭС
,
на
которых
устанавливаются
реклоузеры
.
ПКУ
ПКУ
устанавливаются
на
границе
балансовой
принадлеж
-
ности
(
ГБП
)
между
сетями
потребителя
и
ТСО
или
на
ГБП
между
сетями
двух
ТСО
с
целью
контроля
объемов
пере
-
Энергоэффективность
35
данной
электроэнергии
.
При
планировании
расположения
приборов
учета
следует
руководствоваться
[14].
В
рамках
пилотного
проекта
«
Цифровой
РЭС
»
в
Филиа
-
ле
на
текущий
момент
внедрены
50
ПКУ
,
размещение
кото
-
рых
было
определенно
путем
анализа
конкретных
участков
.
При
этом
были
определены
ключевые
требования
:
1)
ПКУ
следует
располагать
непосредственно
на
ГБП
,
а
если
это
невозможно
или
нецелесообразно
по
объективным
причинам
,
то
ПКУ
следует
располагать
на
таком
участке
,
где
ПКУ
будет
иметь
приоритет
при
определении
его
в
ка
-
честве
расчетного
между
ним
и
прибором
учета
(
ПУ
)
сто
-
роннего
электрохозяйства
(
например
,
если
расположено
в
РУ
0,4
кВ
ТП
10/0,4
кВ
)
согласно
п
. 156 [14];
2)
единовременно
ПКУ
должны
быть
оснащены
все
ГБП
рассматриваемого
участка
стороннего
электрохозяйства
с
участками
сетевой
организации
;
3)
ПКУ
должен
находиться
в
зоне
эксплуатационной
ответ
-
ственности
устанавливающей
его
сетевой
организации
;
4)
ПКУ
должен
находится
на
недоступной
для
несанкциони
-
рованного
воздействия
высоте
.
На
основе
полученного
опыта
в
Филиале
блоком
реа
-
лизации
услуг
был
разработан
и
утвержден
документ
[15],
содержащий
перечень
требований
,
подробную
последова
-
тельность
действий
и
примеры
размещения
для
различных
конфигураций
участка
сети
.
ПКУиС
ПКУиС
—
это
дорогостоящий
комплекс
,
который
осущест
-
вляет
не
только
функцию
секционирования
с
возможностью
телеуправления
,
но
и
коммерческого
учета
,
следовательно
,
устанавливать
его
на
отпайке
(
для
каждого
потребителя
)
эко
-
номически
нецелесообразно
.
В
связи
с
этим
подход
к
выбору
места
установки
ПКУиС
отличается
от
размещения
ПКУ
.
Место
для
установки
ПКУиС
необходимо
выбирать
та
-
ким
образом
,
чтоб
он
эффективно
выполнял
функции
рекло
-
узера
и
пункта
коммерческого
учета
,
например
:
–
на
границе
балансовой
принадлежности
со
смежной
сетевой
организацией
(
в
этом
случает
прибор
учета
должен
быть
двунаправленным
,
для
учета
межсетевых
перетоков
);
–
отпайка
на
крупного
потребителя
(
крупные
предприятия
,
заводы
,
крупное
СНТ
,
санатории
,
базы
отдыха
,
имеющие
на
балансе
разветвленную
сеть
10
кВ
с
несколькими
ТП
,
нефтяной
куст
).
При
такой
установке
ПКУиС
мы
получаем
следующий
эффект
:
1.
Повышение
показателей
надежности
электрической
сети
:
–
локализация
аварийного
отключения
(
ПКУиС
от
-
ключает
только
аварийный
участок
сети
,
а
не
весь
фидер
);
–
ПКУиС
отключает
или
подает
сигнал
при
возник
-
новении
на
участке
однофазного
замыкания
на
землю
(
одно
из
самых
распространенных
аварийных
повреждений
);
–
снижение
недоотпуска
,
так
как
отключается
повреж
-
денный
участок
сети
.
2.
Увеличение
полезного
отпуска
сети
(
расчетный
прибор
учета
установлен
на
ГБП
):
–
исключены
дорасчеты
потребления
электроэнергии
,
связанные
с
потерями
электроэнергии
между
ГБП
и
местом
установки
прибора
учета
;
–
исключены
преднамеренное
занижение
или
случай
-
ная
ошибка
при
передаче
показаний
потребителем
удаленно
;
–
исключено
безучетное
потребление
электроэнергии
(
исключена
возможность
потребителя
подключиться
в
обход
прибора
учета
либо
использовать
устрой
-
ства
,
занижающие
объемы
потребления
).
3.
Управляемость
:
–
оперативные
переключения
диспетчером
с
диспет
-
черского
пункта
;
–
контроль
потребляемой
мощности
потребителем
(
существует
возможность
установить
ограничение
по
мощности
в
соответствии
с
договором
);
–
удаленное
отключение
потребителя
(
по
заявке
энер
-
госбытовой
организации
или
самого
потребителя
).
4.
Снижение
операционных
затрат
за
счет
установки
теле
-
управления
на
ПКУиС
(OPEX).
ВЫВОДЫ
1.
Существуют
различные
критерии
,
позволяющие
оце
-
нить
эффективность
расположения
реклоузеров
:
вели
-
чина
сокращения
недоотпуска
(ENS),
аварийный
про
-
стой
трансформаторной
мощности
, SAIDI, SAIFI, MAIFI,
RNRE, ARIE, RDCO.
2.
При
размещении
реклоузеров
на
первом
этапе
необхо
-
димо
определить
цель
внедрения
оборудования
:
повы
-
шение
надежности
фидера
в
целом
или
определенного
ответственного
потребителя
(
группы
потребителей
).
3.
Среди
критериев
,
определяющих
время
и
количество
от
-
ключений
в
год
,
как
правило
,
не
учитываются
показатели
перерывов
электроснабжения
,
связанные
с
проведени
-
ем
ремонтных
работ
,
технологическим
присоединением
.
В
то
же
время
устанавливаемые
реклоузеры
обеспе
-
чивают
возможность
сокращения
времени
и
величины
участков
указанных
отключений
(
необходимо
рассмо
-
треть
возможность
и
целесообразность
учета
данных
параметров
).
4.
Реклоузеры
,
кроме
прочего
,
могут
быть
использованы
для
регулирования
с
целью
достижения
оптимального
режима
работы
сети
,
обеспечивающего
минимизацию
потерь
электроэнергии
,
однако
этот
критерий
не
прини
-
мается
во
внимание
в
рассмотренных
материалах
.
5.
Целесообразно
оценить
возможные
эффекты
от
комби
-
нации
установки
реклоузера
с
другими
мероприятиями
,
36
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(17),
июнь
2020
например
,
установки
реклоузера
с
АВР
совместно
с
воль
-
тодобавочным
трансформатором
для
достижения
воз
-
можности
перевода
фидера
на
резервный
центр
питания
.
6.
Планируемые
и
фактические
результаты
внедрения
ре
-
клоузеров
в
рамках
пилотных
проектов
показывают
зна
-
чительный
эффект
по
улучшению
показателей
надежно
-
сти
,
что
говорит
о
том
,
что
применяемые
методики
для
расположения
реклоузеров
на
данном
этапе
достаточно
эффективны
для
решения
этой
задачи
.
7.
Определение
оптимальной
методики
расположения
реклоузеров
требует
аналитического
сравнения
ре
-
зультатов
применения
различных
методик
на
одном
и
том
же
участке
сети
,
при
этом
следует
учитывать
трудоемкость
сбора
исходных
данных
и
применения
методики
.
8.
При
расположении
ПКУ
необходимо
ориентироваться
на
требования
[14],
удобство
обслуживания
персона
-
лом
ТСО
и
недоступность
для
несанкционированного
доступа
.
9.
ПКУиС
целесообразно
располагать
на
границе
со
смеж
-
ной
ТСО
,
а
также
потребителями
,
имеющими
на
балансе
разветвленную
сеть
6–20
кВ
с
несколькими
ТП
.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Распоряжение
Правительства
РФ
от
13.11.2009
№
1715-
р
«
Об
Энер
-
гетической
стратегии
России
на
пе
-
риод
до
2030
года
».
2.
Концепция
«
Цифровая
трансфор
-
мация
2030».
Документ
ПАО
«
Рос
-
сети
», 2018.
3.
Федеральный
закон
от
26.03.2003
№
35-
ФЗ
«
Об
электроэнергетике
».
URL: https://base.garant.ru/185656/.
4.
ГОСТ
32144-2013.
Электрическая
энергия
.
Совместимость
техниче
-
ских
средств
электромагнитная
.
Нормы
качества
электрической
энергии
в
системах
электроснаб
-
жения
общего
назначения
.
М
.:
Стандартинформ
, 2014. 19
с
.
5.
Васильева
Т
.
Н
.,
Прокопенко
Ю
.
Я
.,
Мишина
О
.
В
.
Выбор
оптимального
места
расположения
секциониру
-
ющего
реклоузера
на
радиальных
линиях
электропередачи
/
Научное
сопровождение
инновационно
-
го
развития
агропромышленного
комплекса
:
теория
,
практика
,
пер
-
спективы
.
Материалы
65-
й
Между
-
народной
научно
-
практической
кон
-
ференции
.
Ч
. 2.
Рязань
:
Рязанский
государственный
агротехнологиче
-
ский
университет
им
.
П
.
А
.
Костыче
-
ва
, 2014.
С
. 10–17.
6.
Никишин
А
.
Ю
.,
Беклемешев
И
.
С
.
Применение
реклоузеров
в
сетях
ОАО
«
Янтарьэнерго
»
для
решения
проблем
в
распределительных
се
-
тях
среднего
напряжения
//
Изве
-
стия
КГТУ
, 2017,
№
44.
С
. 203–210.
7.
Галимов
А
.
М
.
Совершенствова
-
ние
системы
электроснабжения
объектов
нефтедобычи
//
Энергия
единой
сети
, 2015,
№
5–6(22–23).
С
. 60-66.
8.
Долецкая
Л
.
И
.,
Кавченков
В
.
П
.,
Со
-
лопов
Р
.
В
.
Оценка
эффективности
методов
повышения
надежности
распределительных
электрических
сетей
//
Науковедение
, 2016,
том
7,
№
6. URL: http://naukovedenie.ru/
PDF/98TVN615.pdf.
9.
Ковалев
Г
.
Ф
.,
Чернов
Д
.
В
.
Методи
-
ка
комплексной
оценки
надежности
электроснабжения
и
качества
элек
-
троэнергии
в
сельских
распредели
-
тельных
сетях
//
Известия
Россий
-
ской
Академии
наук
.
Энергетика
,
2009,
№
5.
С
. 104–114.
10.
Терешко
О
.
А
.
Расчет
показателей
надежности
электроснабжения
ко
-
нечных
потребителей
//
ЭЛЕКТРО
-
ЭНЕРГИЯ
.
Передача
и
распреде
-
ление
, 2016,
№
3(36).
С
. 48–52.
11.
Приказ
Минэнерго
России
от
18.10.2017
№
976 «
Об
утвержде
-
нии
базовых
значений
показателей
надежности
,
значений
коэффи
-
циентов
допустимых
отклонений
фактических
значений
показателей
надежности
от
плановых
и
макси
-
мальной
динамики
улучшения
пла
-
новых
,
показателей
надежности
для
групп
территориальных
сете
-
вых
организаций
,
имеющих
сопо
-
ставимые
друг
с
другом
экономиче
-
ские
и
технические
характеристики
и
(
или
)
условия
деятельности
,
с
применением
метода
сравнения
аналогов
». URL: https://minenergo.
gov.ru/node/9854.
12. Hashemi S.M., Barati S., Talati S.,
Noori H. A genetic algorithm approach
to optimal placement of Switching and
protective equipment on a distribution
Network. ARPN Journal of Engineer-
ing and Applied Sciences, 2016,
vol. 11, no. 3, pp. 1395–1400.
13.
СТО
34.01-2.2-032-2017.
Линейное
коммутационное
оборудование
6–35
кВ
—
секционирующие
пункты
(
реклоузеры
).
М
.:
ПАО
«
Россети
»,
2017. 24
с
.
14.
Постановление
Правительства
РФ
от
04.05.2012
№
442 «
О
функ
-
ционировании
розничных
рынков
электрической
энергии
,
полном
и
(
или
)
частичном
ограничении
ре
-
жима
потребления
электрической
энергии
». URL: https://base.garant.
ru/70183216/.
15.
Требования
к
планированию
рас
-
положения
приборов
учета
10
кВ
.
Филиала
АО
«
Тюменьэнерго
»-
«
Тюменские
распределительные
сети
».
Т
13/01/13491
от
19.10.2018.
16.
Приказ
Минэнерго
России
от
06.05.2014
№
250 «
Об
утвержде
-
нии
Методических
указаний
по
определению
степени
загрузки
вводимых
после
строительства
объектов
электросетевого
хозяй
-
ства
,
а
также
по
определению
и
применению
коэффициентов
со
-
вмещения
максимума
потребления
электрической
энергии
(
мощности
)
при
определении
степени
загрузки
таких
объектов
». URL: https://base.
garant.ru/70670870/.
Энергоэффективность
Оригинал статьи: Анализ подходов к рациональному размещению оборудования, обеспечивающего переход к цифровой активно-адаптивной распределительной сети 6–20/0,4 кВ
В статье проанализированы различные подходы к рациональному размещению оборудования активно-адаптивной сети, в частности: реклоузеров 6–20 кВ, пунктов коммерческого учета 6–20 кВ, пунктов коммерческого учета и секционирования 6–20 кВ. Представлен подход к внедрению указанных устройств в рамках пилотного проекта «Цифровой РЭС» в Северном и Южном РЭС филиала АО «Россети Тюмень» — «Тюменские распределительные сети».
