Разработка алгоритма и модели оптимизации числа и мест установки активно-адаптивных элементов секционирования с оценкой эффективности мероприятий в распредсети

90

у

п

р

а

в

л

е

н

и

е

с

е

т

я

м

и

управление сетями

Разработка алгоритма 
и модели оптимизации 
числа и мест установки 
активно-адаптивных 
элементов секционирования 
с оценкой эффективности 
мероприятий в распредсети

УДК

 621.316.3:519.245

По

материалам

 VIII 

Международной

научно

-

технической

конференции

«

Развитие

и

повышение

надежности

распределительных

электрических

сетей

»

Галиев

И

.

Ф

., 

к

.

т

.

н

., 

доцент

кафедры

ЭСиС

ФГБОУ

ВО

 «

КГЭУ

»

Яхин

Ш

.

Р

.,

аспирант

 2 

курса

кафедры

ЭСиС

ФГБОУ

ВО

 «

КГЭУ

»

Пигалин

А

.

А

.,

магистр

 2 

курса

кафедры

ЭСиС

ФГБОУ

ВО

 «

КГЭУ

»

Гарифуллин

М

.

Ш

.,

д

.

т

.

н

., 

доцент

, 

профессор

кафедры

ЭСиС

ФГБОУ

ВО

 «

КГЭУ

»

Ключевые

слова

: 

распределительная

сеть

, 

надежность

электроснабжения

, 

реклоузер

, 

моделирование

сети

, 

метод

Монте

-

Карло

, 

критерий

оптимизации

На

сегодняшний

день

нет

общепринятой

методики

определения

мест

оптимального

секционирования

участков

распределительной

сети

 (

РС

). 

Широкое

применение

в

сетях

 6(10) 

кВ

получили

активно

-

адаптивные

элементы

, 

имеющие

высокую

эффективность

: 

реклоу

-

зеры

и

выключатели

нагрузок

, 

способствующие

как

самовосстанов

-

лению

РС

при

неустойчивых

повреждениях

, 

так

и

автоматической

локализации

устойчивых

. 

Внедрение

аппаратуры

должно

учитывать

экономическую

целесообразность

ее

установки

в

зависимости

от

: 

величин

суммарного

недоотпуска

электроэнергии

 (

ЭЭ

); 

точек

де

-

ления

РС

, 

влияющих

на

величину

потерь

; 

показателей

надежности

и

стоимости

, 

допустимых

сроков

окупаемости

мероприятий

.

Работа

направлена

на

решение

актуальной

задачи

 — 

разработ

-

ки

алгоритма

и

модели

оптимального

выбора

места

, 

типа

и

числа

устройств

секционирования

в

РС

, 

оснащенной

интеллектуальными

приборами

учета

ЭЭ

. 

Критериями

для

принятия

решений

являются

: 

частота

и

длительность

перерывов

питания

, 

величины

недоотпусков

ЭЭ

, 

ущербов

у

потребителя

и

нагрузочных

потерь

при

обеспечении

нормативных

уровней

напряжения

во

всех

точках

отпуска

ЭЭ

.

С

хемы

распределительной

сети

(

РС

) 

формируются

из

линий

электропередачи

  (

ЛЭП

), 

подклю

-

ченных

к

центрам

питания

  (

ЦП

) 

и

трансформаторных

подстанций

  (

ТП

) 

на

-

пряжением

 6(10)/0,4 

кВ

, 

содержат

сотни

единиц

оборудования

, 

подверженного

ши

-

рокому

спектру

воздействий

, 

режимов

ра

-

боты

, 

обслуживания

. 

Надежность

объектов

оценивается

комплексом

показателей

на

-

дежности

 (

ПН

) [1]. 

Оценка

эффективности

секционирова

-

ния

в

 [2] 

содержит

методику

расчета

ПН

: 

частот

и

длительностей

перерывов

пита

-

ния

, 

суммарных

недоотпусков

электро

-

энергии

  (

ЭЭ

) 

фидеров

с

одно

- 

и

двухсто

-

ронним

питанием

. 

Описанные

технологии

локализации

и

ликвидации

повреждений

91

в

РС

заложили

основу

всех

последующих

оценок

комплексных

ПН

 (

КПН

). 

Методика

получила

развитие

в

публикациях

 [3, 4] 

при

определении

оптимальных

мест

секционирования

на

объектах

с

децентрализо

-

ванным

управлением

. 

В

качестве

основного

крите

-

рия

авторы

использовали

величину

среднегодового

недоотпуска

ЭЭ

. 

Этот

же

критерий

применен

в

 [5] 

без

расчета

сроков

окупаемости

проводимых

мероприя

-

тий

. 

В

 [6] 

в

качестве

критерия

оптимизации

авторы

рассмотрели

снижение

уровней

токов

КЗ

в

РС

, 

что

безусловно

важно

для

самой

аппаратуры

и

согласо

-

вания

уставок

релейной

защиты

на

участках

сети

. 

Более

детальный

анализ

нагруженных

фидеров

РС

произведен

в

 [7], 

где

наряду

с

определением

КПН

в

режимах

потребления

проводится

анализ

уровней

напряжения

в

точках

магистралей

и

на

шинах

 0,4 

кВ

на

соответствие

нормативным

значениям

 (±10%). 

Однако

недостаточно

ограничиться

этим

расчетом

, 

так

как

в

самих

точках

отпуска

ЭЭ

напряжение

еще

ниже

. 

Производится

также

расчет

суммарных

годо

-

вых

потерь

ЭЭ

в

РС

, 

но

авторы

не

связали

эту

важ

-

ную

величину

с

критерием

оптимизации

.

В

 [8, 9] 

предложен

новый

подход

к

оценке

эффек

-

тивности

мероприятий

в

РС

на

основе

обобщенного

критерия

оптимизации

с

учетом

минимальных

нагру

-

зочных

потерь

, 

допустимых

показателей

надежно

-

сти

и

сроков

окупаемости

мероприятий

на

фидерах

с

текущей

и

прогнозируемой

нагрузкой

. 

Повышение

надежности

обеспечивает

не

только

наличие

ре

-

зервных

источников

 [10, 11], 

но

и

секционирование

с

внедрением

элементов

умных

сетей

: 

мультиаген

-

тов

и

всей

 ICT-

инфраструктуры

 [12, 13].

Оценка

надежности

предполагает

расчет

КПН

, 

включая

как

среднегодовой

недоотпуск

ЭЭ



W

ээ

, 

кВт

·

ч

, 

так

и

вероятностные

ущербы

У

п

у

потребите

-

лей

, 

руб

./

год

. 

Также

важен

коэффициент

техническо

-

го

использования

K

ти

 (

загрузки

) 

элементов

РС

. 

Для

повышения

эффективности

инвестиций

необ

-

ходимо

учесть

многие

факторы

, 

а

критерии

принятия

решений

должны

содержать

заданные

уровни

на

-

дежности

и

оценки

целесообразности

вложений

, 

при

-

водящих

к

снижению

издержек

, 

включая

суммарные

нагрузочные

потери



P

нг

,,



, 

кВт

·

ч

 [14, 15] 

при

текущем

значении

тарифа

на

ЭЭ

 — 

c

т

, 

руб

./

кВт

·

ч

. 

Информаци

-

онная

база

расчетов

включает

данные

результатов

обработки

большого

объема

информации

о

надеж

-

ности

оборудования

за

период

 2009–2015 

годов

 [9].

МАТЕРИАЛЫ

И

МЕТОДЫ

Очевидно

, 

что

эффект

от

снижения

величин



W

ээ

, 

У

п

и

∆

P

нг

,,

Σ

должен

в

реальные

сроки

перекрывать

суммы

вложений

и

последующие

годовые

суммар

-

ные

издержки

И



. 

Величина

И



складывается

из

постоянной

И

пост

и

И

пер

переменной

составляющих

. 

Одна

из

составляющих

И

пост

 (

потери

в

проводах

) 

су

-

щественно

снижается

при

оптимизации

точек

раз

-

мыкания

фидеров

в

РС

, 

а

уменьшение

величины

И

пер

произойдет

при

установке

аппаратуры

секцио

-

нирования

и

устройств

поиска

и

локализации

мест

повреждений

 [3].

В

 [9] 

приведены

выражения

для

критериев

опти

-

мизации

в

РС

и

соотношения

для

определения

КПН

. 

Минимизацией

величины



P

нг

,,



назовем

снижение

потерь

за

счет

оптимизации

точек

размыкания

на

основе

правила

моментов

мощности

 [16], 

но

расчет

РС

 0,4 

кВ

при

этом

должен

подтвердить

возможность

поддержания

нормативных

уровней

напряжений

в

наиболее

удаленных

точках

отпуска

средствами

самой

сети

. 

Учитывая

, 

что

фидеры

РС

состоят

из

магистра

-

лей

и

ответвлений

с

неоднородными

параметрами

и

ТП

, 

дополнительные

издержки

после

модерниза

-

ции

И



м

не

могут

превышать

величины

в

 5–10% 

от

общей

стоимости

мероприятий

K

м

,



 [15]. 

В

итоге

по

-

лучим

снижение

фактических

значений

ущербов

У

Ф

,



на

величину



У

м

 = 

У

Ф

,



 – 

У

м

, 

где

составляющая

У

м

от

мероприятий

на

фидерах

определяется

расчетным

путем

. 

Тогда

выражение

для

оценки

целесообразно

-

сти

мероприятий

будет

иметь

вид

:



У

м



 (1,05 ÷ 1,1) 



F

доп



K

м

,



. (1)

В

качестве

объекта

рассмотрим

схему

РС

на

примере

двух

закольцованных

фидеров

, 

каждый

из

которых

запитан

от

разных

ЦП

 10 

кВ

  (

рисунок

  1

а

). 

Фидеры

связаны

между

собой

кольцующим

разъеди

-

нителем

КР

 (

красный

квадрат

), 

а

магистрали

секцио

-

нированы

линейными

разъединителями

ЛР

1 

и

ЛР

2 

(

черные

квадраты

). 

В

 [2–4] 

отмечалось

, 

что

отыска

-

ние

места

повреждения

составляет

до

 60% 

общего

времени

, 

а

число

общих

отключений

фидеров

на

100 

км

длины

может

составлять

до

 30 

раз

и

более

в

год

.

Рассмотрим

два

варианта

  (

рисунок

  1

б

). 

Первый

В

1 — 

исходная

схема

, 

в

варианте

В

2 — 

КР

заменим

на

реклоузер

Р

2, 

а

ЛР

1 

и

ЛР

2 

заменим

на

Р

1 

и

Р

3. 

Аппаратура

разделяет

магистрали

на

участки

с

но

-

мерами

их

начала

i

и

конца

j

, 

активными

и

реактив

-

ными

сопротивлениями

R

i

,

j

, 

X

i

,

j

, 

перетоками

S

i

,

j

и

на

-

пряжениями

U

l

в

узлах

ответвлений

l

.

Известно

, 

что

в

надежностных

схемах

замещения

(

НСЗ

) 

оборудование

с

простейшими

отказами

соеди

-

няются

в

блоки

из

последовательных

и

параллельных

элементов

, 

с

последующим

объединением

и

записью

эквивалентных

результирующих

выражений

 [9].

Расчетная

схема

В

2 

с

Р

1 

и

Р

3 

имеет

преимуще

-

ство

, 

так

как

поврежденный

магистральный

участок

локализуется

автоматическим

отключением

: 

либо

Р

1 

или

Р

3 

и

соответственно

головными

выключате

-

лями

ЦП

, 

либо

Р

1 

или

Р

3 

и

Р

2. 

НСЗ

В

2 

содержит

элементы

Р

1 

и

Р

3, 

которые

разделяют

линии

w

1

и

w

2

на

 2 

участка

соответственно

w

1

, 

w

3

и

w

2

, 

w

4

, 

а

также

делят

нагрузку

фидера

на

S

1

'

, 

S'

3

, 

и

S'

2

, 

S

4

'

, 

при

этом

S

1

 = 

S

1

'

 + 

S

3

'

; 

S

2

 = 

S

2

'

 + 

S

4

'

 (

рисунок

 1

б

).

В

 [9] 

приведены

НСЗ

вариантов

РС

, 

представля

-

ющих

участки

фидеров

с

нагрузками

магистралей

S

i

и

логикой

работы

реклоузеров

. 

В

В

2 

при

поврежде

-

ниях

отключается

только

часть

нагрузки

:

S

1

'

, 

S'

2

, 

S'

3

или

S

4

'

, 

что

приводит

к

снижению

величины



W

э

.

Для

построения

модели

выбран

алгоритм

на

ос

-

нове

метода

Монте

-

Карло

  (

МК

, 

рисунок

 2), 

позво

-

ляющий

воспроизводить

реальные

потоки

событий

в

РС

  (

что

неприемлемо

для

аналитических

моде

-

лей

), 

повышать

точность

расчетов

, 

за

один

цикл

вы

-

числений

комбинировать

расчеты

ПН

в

режимах

№

 5 (80) 2023

92

УПРАВЛЕНИЕ 

СЕТЯМИ

потребления

S

i

с

показателями

стоимости

меропри

-

ятий

на

участках

РС

 — 

K

м

,

, 

оценивая

в

финале

их

целесо

образность

. 

РАСЧЕТНЫЙ

АЛГОРИТМ

ПО

ЭТАПАМ

МОДЕЛИ

МК

1. 

Описание

исходных

массивов

каждой

из

вели

-

чин

размером

i

 = 1, …, 

N

с

погрешностью





1/

√

N

 (

по

числу

проводимых

испытаний

) 

для

элементов

НСЗ

(

рисунок

  1

б

): 

наработок

на

отказ

TN

(

I

) 

и

плановые

ремонты

TNR

(

I

); 

времени

восстановлений

TB

(

I

), 

пла

-

новых

ремонтов

TR

(

I

) 

и

вероятностей

отказов

Q

(

I

); 

мощностей

нагрузок

ТП

SNG

(

J

); 

значений

удельных

ущербов

y

0

(

J

); 

уровней

нагрузок

участков

РС

 (

пропуск

-

ной

способности

) 

S

(

K

) (

k

 = 1, …, 

K

), 

средних

значений

наработок

на

отказ

TN

  (

S

k

), 

(

S

k

), 

(

S

k

), 

TR

(

S

k

).

2. 

Ввод

 (

считывание

) 

исходных

данных

: 

времени

наблюдения

T

наб

, 

параметров

случайных

величин

(

СВ

) — 

средних

наработок

и

восстановлений

T

Hi

, 

T

Bi

, 

наработок

и

времени

плановых

ремонтов

T

HPi

, 

T

Pi

для

i

-

х

элементов

НСЗ

, 

ч

; 

j

-

х

мощностей

сезонных

нагрузок

S

нг

j

, 

кВт

; 

длин

n

-

х

участков

линий

с

ответвле

-

ниями

L

1

, …, 

L

n

, 

км

и

стоимости

мероприятий

по

мо

-

дернизации

K

1

, …, 

K

n

, 

руб

.; 

тарифа

на

ЭЭ

c

т

, 

значений

y

0

j

, 

руб

./

кВт

·

час

 — 

удельных

ущербов

; 

уровней

на

-

грузок

S

k

участков

РС

 — 

K

.

3. 

На

интервале

времени

T

наб

запускается

гене

-

рация

СВ

наработок

T

н

i

, 

T

нр

i

, 

и

времени

T

в

i

, 

T

р

i

для

наполнения

исходных

массивов

п

. 1 

СВ

; 

для

рас

-

четных

схем

РС

формируются

интервалы

нарабо

-

ток

с

уровнями

S

k

: 

T

н

i

(

S

k

), 

T

в

i

(

S

k

) 

и

времени

состояний

T

нр

i

(

S

k

), 

T

р

i

(

S

k

).

4. 

Моделирование

состояний

с

уровнями

S

(

k

) — 

последовательное

выстраивание

непересекающих

-

ся

временных

рядов

при



i

(

T

н

i 

+ 

T

в

i

 + 

T

нр

i

 + 

T

р

i

) 



T

наб

для

каждой

из

расчетных

схем

и

вычисление

сред

-

них

значений

T

H

(

S

k

), 

T

B

(

S

k

), 

T

HP

(

S

k

), 

T

P

(

S

k

) 

по

выраже

-

ниям

T

н

= 



i

m

T

н

i

 / 

m

; 

T

B

 = 



i

m

T

в

i

 / 

m

; 

T

нр

 = 



i

k

T

нр

i

 / 

k

; 

T

р

 = 



i

k

T

р

i

 / 

k

.

5. 

Расчет

КПН

по

уровням

S

(

k

), 

k

 = 1, …, 

K

: 

ко

-

эффициентов

готовности

K

г

(

S

k

), 

неготовности

K

н

(

S

k

), 

плановых

простоев

K

п

(

S

k

), 

суммарных

величин

не

-

доотпусков

электроэнергии



W

э



и

среднегодовых

ущербов

У



. 

Вычисляем

суммарную

вероятность

вынужденных

и

неплановых

отключенных

состояний

фидеров

w

1

, 

w

3

с

нагрузками

S

1

'

, 

S

3

'

, 

которые

есть

ко

-

эффициенты

неготовности

K

н

(

S

1

'

), 

K

н

(

S

3

'

).

Производим

расчет

КПН

для

смежных

последова

-

тельных

участков

w

1

-

w

3

:

K

н

(

S

1

'

) + 

K

н

(

S

3

'

) = 

q

цп

 + 

q

лр

1 + 

qw

1

 + 

qw

3

, (2.1)

K

п

(

S

1

'

) = 

T

р

1

 / 

T

нр

1

; 

K

п

(

S

3

'

) = 

T

р

3

 / 

T

нр

3

, (2.2)

Рис

. 1. 

Принципиальная

электрическая

схема

РС

с

ЦП

 10 

кВ

подстанций

 110/10 

кВ

 «

Шигалеево

» 

и

 «

Ильинка

»: 

а

) 6321, 8066, ... — 

номера

ТП

; 7, 11, 43, …, 120, ... — 

номера

опор

ответвлений

фидера

от

магистрали

до

ТП

; 

б

) 

развернутая

расчетная

схема

РС

 — 

текущее

место

разрыва

 — 

оптимальное

место

разрыва

6 8 11

2 7  49 

94 

130 

151 

179 

203 

217

1 5 12 

14 26 

167

1 11 

43 

55 

56 

83 

105 

118 

129 

140 151

28 47 

74 100 

108 

120  139

96 100 

116 147

КТП

-8321

КТП

-8444

КТП

-8952

КТП

-8691

КТП

-8966

КТП

-8146

КТП

-8324

КТП

-8258

КТП

-8160

КТП

-8611

КТП

-8155

КТП

-8615

КТП

-8069

КТП

-8073

КТП

-8072

КТП

-8439

КТП

-8143

КТП

-8326

КТП

-8384

КТП

-8303

КТП

-8094

КТП

-8335

КТП

-8130

КТП

-8091

КТП

-8271

КТП

-8065

КТП

-8387

КТП

-8616

КТП

-8066

КТП

-8067

КТП

-8071

КТП

-8068

КТП

-8076

КТП

-8176

КТП

-8692

КТП

-8102

КТП

-8448

КТП

-8476

КТП

-8075

КТП

-8329

КТП

-8394

КТП

-8441

ПС

-

Ильинка

ф

. 3

ПС

-

Шигалеево

ф

. 4

КТП

-8226

КТП

-8417 1

С

КТП

-8417 2

С

КТП

-8304

2

5

3

159

166

153

а

)

б

)

ЦП

1

CP1 (P1)

KP (P2)

CP2 (P3)

ЦП

2

w

1

w

3

w

4

w

2

S

2

S

1

S'

2

S'

4

S'

3

S'

1

93

где

q

цп

, 

q

лр

1

, 

qw

1

, 

qw

3

 — 

суммарные

вероятности

состо

-

яний

вынужденных

  (

отказ

) 

и

оперативных

отключе

-

ний

 (

поиск

и

локализация

повреждений

на

участках

: 

ОЗЗ

, 

неплановые

предупредительные

мероприятия

и

др

.) 

для

ЦП

  (

сборные

шины

, 

головной

выключа

-

тель

, 

защитная

аппаратура

), 

ЛР

1, 

участков

линий

w

1

и

w

3

 (

магистраль

и

ответвления

, 

включая

отключе

-

ния

по

причинам

, 

связанным

с

отказами

в

ТП

).

Аналогично

производим

расчет

для

участка

w

2

-

w

4

с

нагрузками

S'

2

, 

S

4

'

.

Определяем

значения

недоотпусков

ЭЭ



W

э

по

участкам

:





W

э

1

 = [

K

н

(

S

1

'

) + 

K

п

(

S

1

'

)] 



T

к



Р

нг

1

; (3.1)





W

э

3

 = [

K

н

(

S

3

'

) + 

K

п

(

S

3

'

)] 



T

к



Р

нг

3

.  

(3.2)

Приведенные

выражения

не

учитывают

вероят

-

ности

Q

1,2

полного

погашения

всех

потребителей

фи

-

дера

 (

наложение

отказа

одного

фидера

на

плановый

ремонт

другого

, 

погашение

обоих

ЦП

и

др

.):

Q

1,2

 = 

K

н

(

S

1

) 



K

н

(

S

2

). (4)

Суммарный

недоотпуск

по

фидерам

 1 

и

 2 



W



определится

по

выражению

: 



W



 = 



W

э

1

 + 



W

э

2

 = [[(

K

н

(

S

1

) + 

K

п

(

S

1

)) 





Р

нг

1

 + (

K

н

(

S

2

) + 

K

п

(

S

2

)) 



Р

нг

2

] 



T

к

 + [(

K

н

(

S

1

) 



(5)



+ 

K

п

(

S

1

)) 



(

K

н

(

S

2

) + 

K

п

(

S

2

)) 



T

к



 (

Р

нг

1

 + 

Р

нг

2

)]. 

6. 

Производится

сопоставление

целесообразно

-

сти

внедрения

программ

модернизации

на

участках

по

обобщенному

критерию

.

Определим

величину

У



для

плеч

нагрузки

S

1

'

, 

S

3

'

участков

w

1

-

w

3

:

У



 = 



j

(

y

0

j

 + 

c

т

) 





W

э

j

, (6) 

где

y

0

j

 — 

удельный

ущерб

у

j

-

го

потребителя

, 

руб

./

кВт

·

ч

. 

Вероятность

отказа

линий

: 

в

варианте

В

1 —

q

1

 = 

w

1



T

в

1

 / 

T

k

, 

q

3

 = 

w

3



T

в

3

 / 

T

k

; 

в

варианте

В

2 —

q

1

'

 = 

w

1



 (

T

в

1

(1 – 

k

пв

)

k

п

) / 

T

k

, 

q

3

'

 = 

w

3



 (

T

в

3

(1 – 

k

пв

)

k

п

) / 

T

k

,

где

w

1

, 

w

3

 — 

параметры

потоков

отказов

участков

ли

-

ний

w

1

и

w

3

, 1/

год

.

Тогда

для

плеч

нагрузки

прилегающих

к

Р

1 

участ

-

ков

 1 

и

 3 

получим

:

У

Ф

,



 = (

y

0

 + 

c

т

) 



T

k



 (

q

1

S

1

'

 + 

q

3

S

3

'

 + 

q

1

q

3

(

S

1

'

 + 

S

3

'

)); 

(7)



У

M

 = (

y

0

 + 

c

т

) 



T

k



 ((

q

1

–

q

1

'

)

S

1

'

 + (

q

3

 – 

q

3

'

)

S

3

' 

+ 

+ (

q

1

q

3

– 

q

1

'q

3

'

)(

S

1

' 

+ 

S

3

'

)) = (

y

0

 + 

c

т

) 



T

k

 × ((1 – 

k

в

 + 

k

в

k

пв





(

q

1 

S

1

'

 + 

q

3

S

3

'

) + (

q

1

q

3

(1 – 

k

п

2

 + 2

k

пв

k

п

2

 – 

k

пв

2



k

п

2



 (

S

1

'

 + 

S

3

'

))),

k

э

 = 1 – 

k

в

2

 + 2

k

пв

k

п

2

 – 

k

пв

2



k

п

2



0,9, (8) 

где

k

пв

 = 0,2, 

k

п

 = 0,4 — 

коэффициенты

, 

учитываю

-

щие

повторное

включение

аппарата

и

локализацию

и

ускоренный

поиск

места

повреждения

соответ

-

ственно

 [2].

Учитывая

, 

что

 0,9

q

1

q

3

T

k

(

S

1

'

 + 

S

3

'

) 

 

У

M

, 

то

новые

выражения

для

обобщенного

критерия

оптимизации

секционирования

на

участках

РС

в

общем

виде

за

-

пишутся

как

: 

1) 

определение

точки

деления



n

i

,

j

=1

S

i,j

R

i,j

 = 0: 



P

э

 = 



n

i

,

j

=1

S

2

i

,

j



R

i

,

j

 / 

U

2

j

→

min

, 

при

 0,9

U

ном



U

то

,

j



 1,1

U

ном

, 

где

U

то

,

j

 = 

U

1

 – 

S

k

,

l

(

r

0

 + 

jx

0

)

l

max

/ 

U

l

; 

2) 

определение

места

секционирования

магистрали



W

ээ

,



, 

У

Ф

,



→

min

, 

с

учетом

плеч

суммарных

на

-

грузок

ответвлений

S

i

и

фиксированного

F

доп

(

y

0

 + 

c

т

) 



T

k



(1 – 

k

в

 + 

k

в

k

пв

) 





iq

i

S

i

 + 

c

опт



 (1,05 ÷ 1,1)

F

доп



K

м



; 

(9)

3) 

определение

T

ок

в

диапазоне

допустимых

значе

-

ний

F

доп

1 

(1,05 ÷ 1,1) 



K

м



T

ок



 = 

 = 

,

F

доп

c

опт

 + (

y

0

 + 

c

т

) 



T

k



 (1 – 

k

п

 + 

k

п

k

пв

)



i

q

i

S

i

'

где

U

1

 — 

напряжение

на

выводах

 0,4 

кВ

трансформатора

; 

U

то

,

j

 — 

напряжение

в

j

-

й

точке

отпуска

ЭЭ

, 

кВ

; 

S

k

,

l 

— 

поток

мощности

на

участке

k

, 

l

фидера

 0,4 

кВ

; 

l

max

 — 

наибо

-

лее

электрически

удаленная

точка

, 

км

; 

r

0

, 

x

0 

— 

удельные

сопротивления

участка

линии

, 

Ом

/

км

; 

U

l

 — 

напряжение

на

ответвлении

l

фидера

 0,4 

кВ

; 



W

ээ



 — 

значение

сум

-

марного

недоотпуска

ЭЭ

, 

кВт

·

ч

/

год

; 

F

доп

 — 

допустимое

значение

коэффициента

эффективности

, 

о

.

е

.; 

K

м



 — 

сумма

капиталовложений

, 

руб

.; 

T

k

 = 8760 

ч

 — 

календар

-

ный

период

; 

P

нг

,

j

 — 

среднегодовая

нагрузка

фидера

в

j

-

й

точке

отпуска

ЭЭ

, 

кВт

; 

q

j

 — 

вероятность

отключения

j

-

го

потребителя

; 

T

ок

 — 

срок

окупаемости

, 

лет

; 

c

опт

— 

стои

-

мость

дополнительных

потерь

после

оптимизации

точки

деления

фидера

, 

руб

.

Рис

. 2. 

Алгоритм

модели

МК

Описание

массивов

:

TN

(

I

), 

TNR

(

I

), 

TB

(

I

), 

TR

(

I

), 

Q

(7), 

SNG

(

J

), 

Y

0(

J

), 

S

(

K

)

Задание

исходных

данных

T

наб

, 

S

нг

i

, 

T

Hi

, 

T

Bi

, 

T

Pi

, 

T

HPi

, 

F

, 

L

1

, 

L

2

, 

K

1

, 

K

2

, 

Y

0

j

, 

T

э

, 

K

Моделирование

 PC 

с

уровнями

S

(

K

) 

на

интервале

T

наб

, 

с

учетом

реальных

законов

СВ

наработок

T

н

i

, 

T

н

p

i

и

восстановлений

T

Bi

, 

T

p

i

Расчет

величин

TN

(

S

j

). 

T

в

(

S

j

), 

T

HPi

(

S

j

), 

T

P

(

S

j

), 

Q

1

(

S

k

), 

Q

2 

(

S

k

), 

Q

(

S

k

); 

K



; 



W

э

(

S

k

)

Расчет

комплексных

ПН

K

r

(

S

k

), 

K

H

(

S

k

), 

K

п

, 



W

э



,  

У



; 

K

ТИ

(

K

э

)

k

 = 1, ..., 

K

k

 = 

k

 + 1

нет

Вывод

результатов

Изменить

исходные

данные

END

k

 = 

K

нет

да

Генерация

 CB 

TN

(

S

k

), 

TB

(

S

k

), 

TNR

(

S

k

), 

TR

(

S

k

)

У





 1,05 

FK



№

 5 (80) 2023

94

УПРАВЛЕНИЕ 

СЕТЯМИ

Первым

, 

согласно

п

. 1 (9), 

определяется

место

оптимального

деления

по

критерию



P

э

→

min

в

се

-

зонных

режимах

, 

при

 0,9

U

ном

≤

U

то

,

j



 1,1

U

ном

. 

Затем

на

каждой

из

магистралей

определяется

точка

сек

-

ционирования

и

производится

расчет

по

выраже

-

нию

п

. 2 

критерия

. 

Если

условие

для

плеч

нагрузок

и

F

доп

выполняется

, 

а

расчетное

значение



У

M

пре

-

вышает

величину

запланированных

затрат

, 

то

меро

-

приятия

целесообразны

, 

включая

дополнительное

секционирование

магистрали

и

/

или

протяженного

ответвления

. 

Иначе

нужно

ограничиться

установкой

аппаратуры

дистанционного

деления

и

модерниза

-

цией

выключателя

с

модулем

автоматизации

в

ЦП

, 

выполнив

подключение

бюджетных

устройств

поис

-

ка

места

повреждения

на

ЛЭП

. 

РЕЗУЛЬТАТЫ

Исходные

данные

для

ПН

элементов

РС

позаимство

-

ваны

из

 [15]. 

Срез

мгновенных

значений

параметров

нагрузок

ТП

по

данным

интеллектуальных

счетчиков

отражен

в

таблице

 1. 

Суммарная

сезонная

нагрузка

составляет

 2897 

кВт

 (

на

 30.04.2023 

г

.).

На

рисунке

 3 

продемонстрированы

зависимо

-

сти



W

э

 = 

f

(

n

откл

) 

для

В

1 

при

разных

нагрузках

ТП

, 

включая

прогнозные

значения

 3400 

кВт

и

 4100 

кВт

, 

где

число

аварийных

и

оперативных

отключе

-

ний

n

откл

варьируется

в

диапазоне

от

 4 

до

 32 

на

100 

км

длины

фидера

. 

На

рисунке

 4 

отражена

за

-

висимость



W

э

 = 

f

(

P

нг

) 

для

В

1 

и

В

2 

при

числе

от

-

ключений

n

откл

 = 8 

в

год

в

диапазоне

указанных

нагрузок

ТП

.

На

рисунках

 5 

и

 6 

показаны

зависимости

У

э



 = 

f

(



), 

построенные

по

расчетным

данным

, 

из

которых

вид

-

но

, 

как

величины

n

откл

, 

и

y

0

j

с

учетом

c

т

и

степень

се

-

зонной

загрузки

влияют

на

КПН

вариантов

РС

. 

Учи

-

тывая

, 

что

величины

y

0

j

потребителей

не

могут

быть

ниже

тарифа

c

т

, 

а

то

и

существенно

превышают

 (

для

торговых

и

производственных

предприятий

приго

-

Табл

. 1. 

Нагрузки

ТП

фидеров

№

ТП

S

ном

, 

кВА

P

ср

, 

кВт

№

ТП

S

ном

, 

кВА

P

ср

, 

кВт

№

ТП

S

ном

, 

кВА

P

ср

, 

кВт

8066

400

70,64

8176

160

82,5

8448

160

45,98

8067

160

26,94

8226

400

71,78

8476

25

0,27

8068

400

125,81

8258

100

32,61

8482

100

29

8069

160

124,9

8271

250

69,62

8611

100

51,22

8071

400

116,95

8303

160

34,85

8615

630

124,89

8072

630

0,03

8304

250

0

8616

630

175,2

8073

160

4,26

8321

160

47,66

8155

160

50,78

8075

630

15,75

8324

100

102,86

8691

63

0,04

8076

160

72,86

8326

250

81,49

8692

400

185,88

8091

400

101,93

8329

160

85,37

8952

25

2,65

8094

250

128,55

8335

100

27,85

8966

25

1,27

8102

160

95,73

8369

160

0,02

8439

100

32,89

8130

400

253,15

8384

100

59,75

8441

160

32,22

8143

160

42,45

8387

160

43,24

8417

160

16,58

8146

100

61,23

8394

250

101,75

8160

250

32,65

8444

160

33,71

Рис

. 3. 

Зависимости

∆

W

э

= 

f

(

n

о

ткл

) 

для

В

1 

РС

 (

l

 = 33,4 

км

) 

при

указанных

суммарных

нагрузках

ТП

Рис

. 4. 

Зависимость

∆

W

э

 = 

f

 (P

нг

) 

для

вариантов

сети

В

1 

и

В

2 

при

общей

длине

фидера

 L = 33,4 

км

и

n

о

ткл

 = 8 

в

год

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0



W

э



 10

3

, 

кВ

т



ч

2400 2650 2900 3150 3400 3750 4100

Вариант

 1

Вариант

 2

P



, 

кВт



ч



W

э



 10

3

, 

кВ

т



ч

95

Вариант

 1

Вариант

 2



У

м

родной

зоны

), 

нами

были

приняты

следующие

значе

-

ния

для

суммы

 (

y

0

 + 

c

т

): 7,5 

руб

./

кВт

·

ч

.; 10 

руб

./

кВт

·

ч

.; 

12,5 

руб

./

кВт

·

ч

.; 15 

руб

./

кВт

·

ч

.

Рассчитав

значения

для

КПН

K

г

(

S

нг

), 



W

э

(

S

нг

) 

и

У



(

S

нг

), 

представим

в

графической

форме

ре

-

зультирующие

показатели

У

Ф

,



и



У

м

варианта

В

2 

относительно

В

1. 

Из

чего

следует

, 

что

в

расчете

на

один

фидер

длиной

 16 

км

при

числе

отключе

-

ний

в

году

, 

равном

 28 

на

 100 

км

 (8 

отключений

), 

целесообразно

производить

вложения

на

заколь

-

цованном

фидере

до

 1 

млн

руб

. 

в

год

при

общей

нагрузке

 4100 

кВт

, 

из

них

c

опт

 = 316 

тыс

. 

руб

. 

Состав

-

ляющая

  «

внутренних

» 

инвестиций

, 

направляемых

на

модернизацию

при

T

ок

 = 10 

лет

, 

составит

до

10 

млн

руб

., 

что

полностью

покрывает

произведен

-

ные

вложения

В

2.

Таблица

 2 

содержит

данные

, 

включая

величину

c

опт

при

оптимизации

точки

деления

при

значении

суммы

 (

y

0

 + 

c

т

) = 12,5 

руб

./

кВт

·

ч

. 

Также

в

 % 

указан

K

ти

оборудования

ТП

.

Актуальная

на

сегодняшний

день

стоимость

ме

-

роприятий

по

модернизации

содержится

в

таблице

 3 

(

составлена

на

основании

действующих

расценок

на

 2023 

г

.).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

И

ВЫВОДЫ

По

итогам

работы

получены

нижеследующие

результаты

.

1. 

Разработаны

расчетные

алгоритмы

и

модели

на

-

дежности

фидеров

РС

, 

которые

учитывают

ре

-

жимы

сезонных

нагрузок

и

потоки

оперативных

, 

аварийных

, 

ремонтных

отключений

в

РС

, 

распре

-

деленных

по

реальным

законам

, 

логику

работы

устройств

автоматизации

, 

комбинируют

расчет

КПН

РС

с

оценкой

стоимости

и

эффективности

мероприятий

по

повышению

надежности

.

2. 

Получил

развитие

многокритериальный

подход

к

оптимизации

затрат

в

РС

при

секционировании

. 

Приведены

выражения

для

обобщенного

кри

-

терия

оптимального

секционирования

РС

с

по

-

следовательностью

операций

при

определении

места

и

числа

устройств

в

рамках

принятой

стра

-

тегии

финансирования

.

3. 

Сопоставление

КПН

вариантов

схем

РС

позволи

-

ло

сделать

следующие

выводы

:

Рис

. 5. 

Зависимости

У

э



 = 

f

(



) 

для

В

1 

и

В

2 

РС

при

суммарной

загрузке

фидеров

 1 

и

 2 (

соответственно

 1600 + 1300 

кВт

) 

для

значений

 (

y

0

 + 

c

т

): 1, 1

'

 — 7,5 

руб

./

кВт

·

ч

; 2, 2

'

 — 

10 

руб

./

кВт

·

ч

.; 3, 3

ꞌ

 — 12,5 

руб

./

кВт

·

ч

.; 4, 4

'

 — 15 

руб

./

кВт

·

ч

Рис

. 6. 

Зависимости

расчетных

значений

У

Ф



по

вари

-

антам

В

1 

и

В

2 

фидера

и

величины



У

м

от

числа