14
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
1(8),
май
2018
Переход
распределительных
сетей
6–20
кВ
к
цифровым
активно
-
адаптивным
сетям
с
распределенной
системой
автоматизации
Максим
МОИСЕЕВ
,
заместитель
гене
-
рального
директора
–
руководитель
электро
-
сетевых
проектов
ООО
«
Транс
ЭнергоСнаб
»
Статья
посвящена
описанию
реализации
и
краткому
анали
-
зу
первых
результатов
пилотного
проекта
автоматизации
распределительных
сетей
среднего
класса
напряжения
воз
-
душного
исполнения
в
Калининградской
области
.
В
настоя
-
щее
время
в
электросетевом
комплексе
активно
внедряют
-
ся
решения
по
повышению
надежности
энергоснабжения
потребителей
,
основанные
на
применении
пунктов
авто
-
матического
секционирования
,
создании
кольцевых
схем
,
дистанционного
управления
коммутационными
аппарата
-
ми
.
Данная
статья
дает
возможность
читателю
кратко
озна
-
комиться
с
конкретным
проектом
,
оценить
эффективность
внедрения
мероприятий
,
а
также
познакомиться
с
методи
-
ческими
основами
оценки
надежности
энергоснабжения
.
Цифровые
сети
В
оздушные
распределительные
сети
6–20
кВ
явля
-
ются
наиболее
распространенными
по
количеству
и
протяженности
в
электрических
сетях
Российской
Федерации
и
занимают
значительную
долю
от
объ
-
емов
обслуживания
для
электросетевых
компаний
.
Для
данных
сетей
различных
регионов
страны
характер
-
ны
следующие
типовые
проблемы
:
–
существенная
величина
недоотпуска
электрической
энергии
при
аварийных
и
плановых
отключениях
;
–
существенное
количество
времени
на
локализацию
,
поиск
и
устранение
повреждения
;
–
относительно
низкая
надежность
электроснабжения
потребителей
;
–
значительное
количество
нарушений
электроснабжения
из
-
за
повреждений
на
абонентских
участках
сети
;
–
низкий
уровень
наблюдаемости
и
управляемости
.
Существующие
сети
в
основном
оснащены
нетелемеха
-
низированными
аппаратами
с
ручным
местным
управлени
-
ем
(
разъединители
,
выключатели
нагрузки
).
При
локализации
аварийных
событий
в
такой
сети
на
-
блюдается
следующая
ситуация
:
–
на
время
отключения
все
потребители
фидера
теряют
электроснабжение
(
за
исключением
потребителей
,
осна
-
щенных
резервными
источниками
электроснабжения
,
доля
которых
обычно
не
превышает
5%);
–
все
операции
по
выделению
поврежденного
участка
и
подаче
питания
от
резервного
источника
производятся
вручную
с
перемещением
вдоль
воздушной
линии
на
существенные
расстояния
;
–
в
локализации
и
поиске
места
повреждения
задействует
-
ся
большое
количество
персонала
и
техники
;
–
необходима
постоянная
связь
с
диспетчерским
пунктом
.
Одним
из
способов
повышения
надежности
электро
-
снабжения
в
воздушных
распределительных
сетях
6–20
кВ
является
секционирование
линии
дистанционно
управля
-
емыми
коммутационными
аппаратами
.
Эффективно
ис
-
пользовать
возможности
секционирования
позволяет
пункт
автоматического
секционирования
и
автоматического
ввода
15
резерва
(
АВР
)
воздушных
и
воздушно
-
кабельных
линий
—
реклоузер
.
Коммутационные
аппараты
данного
класса
позволя
-
ют
создавать
автоматизированные
системы
управления
ремонтными
и
аварийными
режимами
работы
распреде
-
лительных
сетей
,
что
в
свою
очередь
позволяет
повысить
надежность
электроснабжения
потребителей
,
сократить
за
-
траты
на
обслуживание
линий
,
автоматизировать
процессы
поиска
поврежденного
участка
и
дистанционно
управлять
сетевыми
переключениями
.
Кроме
того
,
функция
многократ
-
ного
автоматического
повторного
включения
(
АПВ
)
позволя
-
ет
в
разы
снизить
количество
отключений
при
неустановив
-
шихся
повреждениях
на
воздушных
линиях
.
При
повреждении
на
любом
из
участков
схемы
отключа
-
ется
ближайший
к
месту
повреждения
аппарат
на
линии
или
/
и
головной
выключатель
,
тем
самым
выделяя
поврежденный
участок
и
восстанавливая
электроснабжение
на
неповреж
-
денных
участках
путем
автоматической
подачи
питания
от
резервного
источника
(
другая
секция
того
же
центра
питания
или
другой
центр
питания
110
кВ
).
Благодаря
интеграции
ком
-
мутационных
аппаратов
в
систему
диспетчерского
управле
-
ния
,
персонал
на
уровне
района
электрической
сети
(
РЭС
)
или
диспетчерского
центра
предприятия
электрических
сетей
(
ПЭС
)
идентифицирует
поврежденный
участок
и
адресно
направляет
туда
оперативную
бригаду
.
Таким
образом
,
при
-
менение
реклоузеров
совместно
со
SCADA-
системами
позво
-
ляет
существенно
увеличить
степень
управляемости
сети
(
ее
ремонтными
,
аварийными
и
послеаварийными
процессами
),
иметь
актуальную
информацию
о
состоянии
коммутационных
аппаратов
в
сети
и
их
работе
.
По
результатам
успешной
опытной
эксплуатации
первого
реклоузера
на
ВЛ
15
кВ
15-09
Мамоновского
РЭС
в
2007–2009
годах
для
решения
вышеуказанных
актуаль
-
ных
проблем
в
АО
«
Янтарьэнерго
»
в
2010
году
была
раз
-
работана
Программа
автоматизации
распределительных
электрических
сетей
6–15
кВ
.
В
рамках
данной
программы
устанавливались
еди
-
ничные
аппараты
для
решения
локальных
проблем
РЭС
на
конкретных
участках
фидеров
с
организацией
дистан
-
ционного
управления
в
SCADA-
системе
первоначальной
версии
.
После
получения
АО
«
Янтарьэнерго
»
первых
успешных
результатов
было
принято
решение
о
реализации
пилотного
проекта
,
который
впоследствии
трансформировался
в
про
-
ект
«
Цифровой
РЭС
».
Первым
шагом
был
выбор
пилотной
зоны
.
Были
рассмо
-
трены
все
возможные
варианты
.
Мамоновский
и
Багратио
-
новский
РЭС
имели
существенные
преимущества
по
срав
-
нению
с
остальными
районами
:
–
географически
смежные
и
самые
технологически
гото
-
вые
в
части
внедрения
систем
распределенной
автома
-
тизации
;
–
персонал
максимально
технически
,
организационно
и
психологически
готов
к
реализации
проекта
;
–
имеется
опыт
установки
реклоузеров
собственным
персоналом
(
до
реализации
данного
проекта
все
рекло
-
узеры
в
АО
«
Янтарьэнерго
»
устанавливались
собствен
-
ными
персоналом
).
Пилотная
зона
,
как
показано
на
рисунке
1,
с
севера
огра
-
ничена
территорией
города
Калининграда
,
с
юга
—
Поль
-
Рис
. 1.
Пилотная
зона
Smart Grid
АО
«
Янтарьэнерго
»:
Мамоновский
и
Багратионовский
РЭС
16
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
1(8),
май
2018
шей
,
с
запада
—
Вислинским
заливом
.
На
территории
об
-
служивания
данных
РЭС
присутствует
максимальный
набор
метеорологических
условий
:
от
континентальных
до
при
-
морских
районов
.
Так
Мамоновский
РЭС
«
встречает
»
все
шторма
и
ураганы
при
западных
ветрах
с
Балтийского
моря
.
Целью
пилотного
проекта
являлась
отработка
на
приме
-
ре
выделенного
участка
сети
базовых
технологий
Smart Grid
(
примечание
:
в
данной
статье
идет
речь
только
о
системе
распределенной
автоматизации
)
для
распределительных
сетевых
компаний
,
направленных
на
достижение
целевых
показателей
функционирования
распределительного
сете
-
вого
комплекса
для
последующего
тиражирования
положи
-
тельного
эффекта
,
а
также
создания
инициатив
для
коррек
-
тировки
действующих
технических
регламентов
.
Задачи
проекта
:
–
радикальное
улучшение
показателей
надежности
(
повы
-
шение
надежности
электроснабжения
потребителей
за
счет
снижения
средней
частоты
появлений
повреждений
в
системе
SAIFI
и
среднего
времени
продолжительности
повреждения
системы
SAIDI);
–
повышение
наблюдаемости
и
управляемости
распре
-
делительных
сетей
за
счет
внедрения
дистанционной
управляемых
и
наблюдаемых
коммутационных
аппара
-
тов
как
на
центрах
питания
,
так
и
непосредственно
на
воздушных
линиях
;
–
снижение
эксплуатационных
затрат
и
повышение
про
-
изводительности
труда
эксплуатационного
персонала
(
в
том
числе
исключение
из
схем
распределительных
сетей
оборудования
,
имеющего
относительно
низкую
надежность
и
высокую
трудоемкость
обслуживания
);
–
повышение
качества
принятия
управленческих
решений
(
в
том
числе
оптимизация
функций
оперативно
-
техноло
-
гического
управления
на
уровне
РЭС
);
–
кратное
снижение
недоотпуска
электрической
энергии
;
–
подготовка
аналитического
материала
для
формирова
-
ния
предложений
по
корректировке
действующих
экс
-
плуатационных
и
ремонтных
регламентов
.
Объектом
анализа
достижения
целевых
показателей
яв
-
лялась
распределительная
сеть
15
кВ
Мамоновского
и
Ба
-
гратионовского
РЭС
с
характеристиками
(
на
начало
реали
-
зации
проекта
),
представленными
в
таблице
1.
Чтобы
проверить
насколько
пилотный
проект
повысит
надежность
электроснабжения
,
был
выполнен
расчет
пока
-
зателей
надежности
распределительной
сети
15
кВ
.
Согласно
техническому
предложению
по
реализации
схемных
решений
,
расчетными
целевыми
показателями
проекта
определены
:
–
снижение
SAIFI
на
73,4%;
–
снижение
SAIDI
на
58,8%.
Расчет
показателей
надежности
распределительной
сети
до
модернизации
производился
на
основании
данных
по
аварийным
отключениям
и
регламентным
работам
по
техническому
обслуживанию
и
ремонту
(
ТОиР
)
Багратионов
-
ского
и
Мамоновского
РЭС
.
К
анализу
принимались
события
длительностью
более
5
минут
.
Расчет
показателей
надеж
-
ности
производился
отдельно
для
аварийных
и
плановых
отключений
.
Получены
следующие
данные
по
повреждаемости
сети
по
состоянию
за
2013
год
:
–
удельная
повреждаемость
(
после
первого
АПВ
) — 0,17
аварий
/
км
/
год
.
–
средняя
длительность
устранения
аварии
— 4
ч
.
Характеристики
типового
фидера
15
кВ
(
средние
по
двум
РЭС
):
–
длина
— 15,5
км
;
–
количество
ТП
15/0,4
кВ
всего
— 12
шт
.;
–
количество
ТП
15/0,4
кВ
АО
«
Янтарьэнерго
» — 8,3
шт
.;
–
количество
РП
15
кВ
— 0,3
шт
.
Схема
типового
фидера
до
модернизации
показана
на
рисунке
2.
Показатели
надежности
для
типового
фидера
до
модер
-
низации
приведены
в
таблице
2.
Табл
. 1.
Характеристика
объекта
автоматизации
Показатель
Количество
Количество
питающих
подстанций
110–330
кВ
5
шт
.
Количество
РП
15
кВ
12
шт
.
Количество
фидеров
39
шт
.
Общая
длина
воздушных
линий
606
км
Общая
длина
кабельных
линий
35
км
Количество
ТП
15/0,4
кВ
459
шт
.
Количество
линейных
разъединителей
54
шт
.
Количество
отпаечных
разъединителей
74
шт
.
Табл
. 2.
Показатели
надежности
распределительной
сети
до
модернизации
Показатель
Аварийные
Плановые
Общие
SAIFI,
откл
./
год
1,99
9,31
11,3
SAIDI,
ч
/
год
9,86
19,65
29,51
Рис
. 2.
Схема
типового
фидера
до
модернизации
Цифровые
сети
17
Расчет
показателей
надежности
распределительной
сети
после
модернизации
выполнялся
по
формулам
(1–13)
согласно
нижеприведенной
методике
.
Шаг
1:
Предварительный
расчет
исходных
данных
.
Определение
количества
и
длительности
отключений
Операция
выполняется
для
каждого
из
фидеров
.
Дан
-
ные
получаются
из
оперативного
журнала
,
отдельные
(
не
-
обходимые
)
уточнения
—
со
слов
оперативного
персонала
.
Собранные
данные
по
количеству
отключений
за
не
-
сколько
лет
необходимо
усреднить
для
каждого
из
фиде
-
ров
по
формуле
:
n
средн
= (
n
1
+
n
2
+
n
i
+ ... +
n
N
) /
N
, (1)
где
n
i
—
количество
отключений
за
рассматриваемый
год
;
N
—
количество
лет
,
за
которые
имеются
исходные
данные
(
желательно
не
менее
5
лет
).
t
средн
= (
t
1
+
t
2
+
t
i
+ ... +
t
N
) /
N
, (2)
где
t
i
—
среднее
время
перерыва
электроснабжения
на
одно
отключение
за
рассматриваемый
год
;
N
—
количество
лет
,
за
которые
имеются
исходные
данные
(
желательно
не
ме
-
нее
5
лет
).
Использование
ручного
повторного
включения
(
РПВ
)
фидера
Считаем
,
что
оперативно
-
выездная
бригада
(
ОВБ
)
или
постоянный
персонал
подстанции
всегда
выполняет
РПВ
фидера
после
аварийного
отключения
перед
выездом
на
линию
.
Использование
автоматического
повторного
включения
(
АПВ
)
фидера
Данные
об
успешности
использовании
АПВ
на
головном
выключателе
необходимы
,
чтобы
определить
реальную
по
-
вреждаемость
фидера
ввиду
достаточно
высокой
эффектив
-
ности
АПВ
при
устранении
неустойчивых
повреждений
на
ВЛ
.
Данные
об
использовании
АПВ
фидера
обычно
находят
-
ся
в
следующих
документах
:
•
карта
уставок
подстанции
;
•
оперативный
журнал
;
•
журнал
аварийных
отключений
.
Дополнительно
следует
убедиться
,
что
на
фидере
,
где
АПВ
есть
,
оно
не
выведено
из
работы
.
В
случае
,
если
под
-
тверждений
работы
АПВ
на
выключателе
нет
,
то
считаем
,
что
АПВ
отсутствует
или
выведено
из
работы
.
Шаг
2:
Расчет
среднего
коэффициента
загрузки
Расчет
коэффициента
загрузки
производится
для
каждо
-
го
из
радиальных
фидеров
,
которые
объединяются
в
кольцо
.
В
качестве
исходной
информации
используются
данные
о
максимальном
токе
нагрузки
за
отчетный
период
:
–
результаты
замеров
летнего
и
зимнего
макси
мума
;
–
результата
замера
нагрузки
каждый
месяц
;
–
режим
питания
фидера
,
при
котором
получены
резуль
-
таты
замеров
:
до
точки
нормального
разрыва
сети
или
с
учетом
смежных
фидеров
.
Формула
для
расчета
коэффициента
загрузки
:
k
з
=
I
НАГР
/
I
НОМ
,
(3)
где
I
НАГР
—
максимальный
ток
нагрузки
по
первичным
до
-
кументам
;
I
НОМ
—
сумма
номинальных
токов
трансфор
-
маторных
подстанций
фидера
.
Номинальный
ток
рассчитывается
по
формуле
:
I
НОМ
=
S
НОМ
/(
√
3
U
НОМ
),
где
S
НОМ
—
номинальная
мощность
трансформатора
;
U
НОМ
—
номинальное
напряжение
.
Шаг
3:
Определение
реального
количества
отключений
линии
Перед
вводом
средней
плотности
аварий
требует
ся
вы
-
полнить
корректировку
количества
отключений
.
Корректировка
выполняется
,
исходя
из
следующих
усло
-
вий
:
–
успешные
включения
фидера
от
АПВ
не
фиксируются
;
–
первые
успешные
РПВ
не
фиксируются
.
Корректировка
выполняется
для
каждого
фидера
от
-
дельно
по
формуле
:
n
КОРР
=
n
средн
/ (1 –
k
АПВ
1
), (4)
где
n
средн
—
количество
отключений
линии
по
исходным
данным
(
усредненное
за
несколько
лет
),
шт
./
год
;
n
КОРР
—
скорректированное
количество
отключений
линии
,
шт
./
год
;
k
АПВ
1
—
вероятность
устранения
повреждений
действи
-
ем
однократного
АПВ
или
первого
РПВ
,
о
.
е
.
Принимаем
вероятность
успешной
работы
АПВ
1
или
первого
РПВ
k
АПВ
1
= 0,6,
то
есть
60%.
Шаг
4:
Расчет
средней
плотности
аварий
Средняя
плотность
аварий
для
целого
фидера
рассчи
-
тывается
по
формуле
:
w
0
=
n
КОРР
/
L
, (5)
где
w
0
—
повреждаемость
,
откл
./
км
/
год
;
n
КОРР
—
скорректиро
-
ванное
количество
аварийных
отключений
фидера
,
шт
./
год
;
L
—
протяженность
фидера
со
всеми
отпайками
,
км
.
Опре
-
деляется
по
однолинейной
схеме
или
с
использованием
гео
-
информационных
систем
.
Шаг
5:
Расчет
индексов
SAIFI, SAIDI
исходной
сети
Для
расчета
SAIFI, SAIDI
кольцевого
фидера
исполь
-
зуются
данные
о
SAIFI, SAIDI
радиальных
фидеров
,
кото
-
рые
предполагается
объединить
в
кольцо
.
Расчет
показателя
SAIFI
выполнятся
по
формуле
:
SAIFI
объед
= (SAIFI
1
∙
N
1
+ SAIFI
2
∙
N
2
) / (
N
1
+
N
2
),
(6)
18
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
1(8),
май
2018
где
SAIFI
1
, SAIFI
2
—
индексы
SAIFI
первого
и
второго
фиде
-
ров
;
N
1
,
N
2
—
количество
потребителей
,
которые
подключе
-
ны
к
первому
и
второму
фидеру
.
Расчет
показателя
SAIDI
выполнятся
по
формуле
:
SAIDI
объед
= (SAIDI
1
∙
N
1
+ SAIDI
2
∙
N
2
) / (
N
1
+
N
2
), (7)
где
SAIDI
1
, SAIDI
2
—
индексы
SAIDI
первого
и
второго
фиде
-
ров
;
N
1
,
N
2
—
количество
потребителей
,
которые
подключе
-
ны
к
первому
и
второму
фидеру
.
Шаг
6:
Расчет
повреждаемости
объединенного
фидера
Повреждаемость
объединенного
фидера
рассчитывает
-
ся
по
формуле
:
w
объед
= (
w
КОРР
1
∙
L
1
+
w
КОРР
2
∙
L
2
) / (
L
1
+
L
2
), (8)
где
w
КОРР
1
,
w
КОРР
2
—
скорректированные
удельные
повреж
-
даемости
фидеров
;
L
1
,
L
2
—
протяженность
(
магистраль
+
отпайки
)
фидеров
1
и
2.
Шаг
7:
Расчет
времени
восстановления
электроснабжения
объединенного
фидера
Для
дальнейших
расчетов
требуется
ввести
параметр
«
среднее
время
ликвидации
аварии
»,
которое
рассчитыва
-
ется
по
формуле
:
t
объед
= (SAIDI
объед
/ SAIFI
объед
)
∙
k
, (9)
где
SAIDI
объед
и
SAIFI
объед
рассчитаны
на
шаге
5;
k
—
коэффи
-
циент
,
учитывающий
сокращение
времени
восстановления
электроснабжения
за
счет
локализации
места
аварии
при
автоматическом
секционировании
ВЛ
,
рекомендуется
при
-
нимать
0,6.
Шаг
8:
Определение
требуемого
количества
аппаратов
для
секционирования
При
определении
требуемого
количества
аппаратов
для
реконструкции
сети
принимаем
,
что
на
выключателях
в
цен
-
трах
питания
введено
двукратное
АПВ
.
Последовательность
действий
:
1.
Задать
значение
показателя
SAIFI,
которое
требуется
обеспечить
в
сети
после
реконструкции
.
2.
Рассчитать
значение
показателя
SAIFI
0
(
для
исходной
сети
),
используя
схемы
существующих
радиальных
фидеров
.
При
расчете
показателя
SAIFI
0
необходимо
задать
двукратное
АПВ
на
выключателях
в
центре
пита
-
ния
.
3.
Рассчитать
индекс
RNRE
по
формуле
:
RNRE = 1 – SAIFI / SAIFI
0
, (10)
где
SAIFI
0
—
показатель
исходной
сети
; SAIFI —
пока
-
затель
модернизированной
сети
,
который
необходимо
обеспечить
реконструкцией
.
4.
По
таблице
3
и
рассчитанному
индексу
RNRE,
опреде
-
лить
количество
реклоузеров
,
которое
рекомендуется
к
установке
.
Если
индекс
RNRE
получился
равным
0,33
или
менее
,
то
установка
реклоузеров
на
данном
фидере
не
требуется
.
Шаг
9:
Критерий
для
выбора
мест
установки
Минимальное
значение
показателя
SAIFI
достигается
при
равномерном
распределении
секционирующих
аппа
-
ратов
по
трассе
линии
.
Это
означает
,
что
при
выборе
мест
установки
необходимо
стремиться
к
тому
,
чтобы
выполня
-
лось
примерное
равенство
:
N
i
∙
L
i
≈
const
, (11)
где
N
i
—
количество
потребителей
,
подключенных
к
участ
-
ку
i
;
L
i
—
суммарная
протяженность
линии
с
отпайками
на
участке
i
.
Последовательность
расчета
:
1.
Выполнить
расчет
N
0
∙
L
0
для
исходной
схемы
,
где
N
0
—
количество
потребителей
в
исходной
схеме
,
L
0
—
про
-
тяженность
линий
с
отпайками
.
2.
Определить
количество
участков
,
которые
получаются
в
результате
установки
реклоузеров
:
i
=
R
+ 1,
(12)
где
R
—
количество
реклоузеров
,
посчитанное
на
шаге
8.
3.
Рассчитать
рекомендуемое
значение
N
i
∙
L
i
для
фиде
-
ров
,
которые
предполагается
объединить
в
кольцо
:
N
i
∙
L
i
=
N
0
L
0
/ (
R
+ 1)
2
.
(13)
ARIE — Average Reconstruction Investment Ef
fi
ciency
(
средняя
эффективность
инвестиций
на
реконструкцию
)
характеризует
,
сколько
требуется
вложить
инвестиций
в
ре
-
конструкцию
для
увеличения
RNRE
на
1%.
ARIE = INV / RNRE,
где
INV —
требуемые
инвестиции
на
реконструкцию
,
тыс
.
руб
.
без
НДС
.
При
этом
итоговое
место
установки
конкретного
аппара
-
та
уточняется
«
по
месту
»
с
учетом
целого
ряда
факторов
,
наиболее
значимые
из
которых
следующие
:
–
географическое
расположение
и
особенности
местности
;
–
подъездные
пути
;
–
устойчивость
сигнала
оператора
сотовой
связи
;
–
значимость
потребителей
на
разделяемых
участках
сети
;
Табл
. 3.
Значения
индекса
RNRE
для
кольцевых
и
радиальных
фидеров
Тип
сети
Количество
реклоузеров
2
3
4
5
6
Кольцевой
фидер
0,33
0,50
0,60
0,67
0,71
Цифровые
сети
19
–
наличие
абонентских
сетей
,
в
том
числе
абонентских
участков
в
магистралях
автоматизируемых
ВЛ
;
–
перспектива
развития
сети
и
планы
по
технологиче
-
скому
присоединению
;
–
наличие
кабельных
участков
в
линии
.
В
рамках
пилотного
проекта
в
Мамоновском
и
Багра
-
тионовском
РЭС
АО
«
Янтарьэнерго
»
были
выполнены
следующие
мероприятия
.
1.
Выполнен
ретрофит
ячеек
ВЛ
15
кВ
на
ПС
110
кВ
:
произведена
замена
31
масляного
выключателя
на
вакуумные
,
которые
не
требуют
обслуживания
в
течение
25
лет
,
в
качестве
измерительных
пре
-
образователей
применены
комбинированные
дат
-
чики
тока
и
напряжения
,
применены
контроллеры
присоединения
,
совмещающие
в
себе
функции
блока
управления
выключателем
и
терминала
РЗА
(
данное
оборудование
позволяет
обеспечить
двукратное
автоматическое
повторное
включение
и
дистанционное
управление
) (
рисунок
3).
2.
Установлены
42
интеллектуальных
коммутацион
-
ных
аппарата
на
ВЛ
15
кВ
,
которые
в
случае
аварии
выделяют
поврежденный
участок
и
обеспечивают
автоматическую
подачу
резервного
питания
на
неповрежденные
участки
сети
.
В
рамках
проекта
был
разработан
одноопорный
комплект
установки
реклоузера
,
в
том
числе
на
существующую
проме
-
жуточную
железобетонную
опору
ВЛ
(
после
прове
-
дения
инструментального
обследования
и
получе
-
ния
соответствующего
заключения
) (
рисунок
4).
3.
Установлены
SCADA-
системы
уровня
РЭС
,
кото
-
рые
позволяют
дистанционно
управлять
коммута
-
ционными
аппаратами
в
сети
,
получать
информа
-
цию
об
аварийных
отключениях
круглосуточно
.
Данные
системы
в
ходе
проекта
были
доработаны
и
оптимизи
-
рованы
непосредственно
под
нужды
персонала
района
электрической
сети
(
рисунок
5).
4.
Из
схемы
сети
15
кВ
исключены
12 «
сельских
»
РП
15
кВ
с
устаревшим
оборудованием
,
не
оснащенных
системами
телемеханики
и
оперативного
тока
,
на
которые
ранее
при
технологических
нарушениях
требовался
выезд
персонала
для
переключений
вручную
.
Показатели
надежности
распределительной
сети
после
мо
-
дернизации
приведены
в
таблице
4.
Рис
. 3.
Пример
ретрофита
ячей
-
ки
КРУ
типа
CSIM
Рис
. 4.
Примеры