Автоматизация распределительных сетей Гурьевского РЭС среднего класса напряжения в рамках реализации проекта "Интеллектуальные сети"

Игорь Беклемешев

Автоматизация распределительных сетей Гурьевского РЭС среднего класса напряжения в рамках реализации проекта "Интеллектуальные сети"

Объект исследования – Гурьевский РЭС. Цель работы – проанализировать распределительные сети среднего класса напряжения Гурьевского РЭС, выявить автоматизируемые фидеры, определить оптимальные места установки реклоузеров, оценить технико-экономический эффект автоматизации. В работе проведен анализ распределительной сети среднего класса напряжения энергосистемы Калининградской области, выявлены типичные и специфичные проблемы фидеров, проанализированы методики определения оптимального места установки реклоузеров, разработана и опробована на реальном объекте новая методика нахождения мест установки реклоузеров, предпринята попытка обосновать полученную методику, рассчитаны режимы и токи коротких замыканий, оценен технико-экономический эффект от внедрения в сеть реклоузеров. Предпринята попытка дать определение понятию "Smart Grid" в отечественном сетевом комплексе. DOI: 10.25970/nauchkor.3v60-3r79

Энергетика

Диссертации

Вуз: Калининградский государственный технический университет (КГТУ)

ID: 5a92e9fd7966e145c6673219

UUID: 4d078310-fc7a-0135-827d-525400005860

Язык: Русский

Опубликовано: больше 6 лет назад

Просмотры: 323

24.96

Игорь Беклемешев

Калининградский государственный технический университет (КГТУ)

Комментировать 0

Рецензировать 2

Скачать - 5,2 МБ

Поделиться работой

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО РЫБОЛОВСТВУ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «КАЛИНИНГРАДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» Кафедра электрооборудования судов и электроэнергетики Зав. кафедрой, доктор техн. наук, профессор Допущен к защите: декан факультета судостроения и энергетики доктор техн. наук, доцент _________________ Белей В.Ф. _____________Притыкин А.И. «____» ____________ 2017 г. «____» ___________ 2017 г. АВТОМАТИЗАЦИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ ГУРЬЕВСКОГО РЭС СРЕДНЕГО КЛАССА НАПРЯЖЕНИЯ В РАМКАХ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА «ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЕ СЕТИ» Выпускная квалификационная работа (Магистерская диссертация) по направлению 13.04.02 «Электроэнергетика и электротехника» ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА ВКР.13.04.02.45.02.ПЗ Руководитель работы: кандидат техн. наук, доцент Работу выполнил: магистр группы 15-ЭЭ/м _________________ Никишин А.Ю. Нормоконтролёр: доцент ________Беклемешев И.С. _________________ Лозовенко В.И. Консультанты по работе: по математическому моделированию канд. техн. наук, доцент _________________ Кириллов М.Н. по надежности канд. техн. наук, доцент _________________ Елагин Н.Н. Калининград 2017

АННОТАЦИЯ Выпускная квалификационная работа содержит: 139 страниц пояснительной записки с 93 иллюстрациями, 69 таблицами, 1 приложением, а также 12 листов графической части. АВТОМАТИЗАЦИЯ, УМНЫЕ СЕТИ, РЕКЛОУЗЕР, РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ, СРЕДНИЙ КЛАСС НАПРЯЖЕНИЯ, ДЛИННЫЙ ФИДЕР, МЕТОДИКА, РЕЖИМЫ РАБОТЫ СЕТЕЙ. Объект исследования – Гурьевский РЭС. Цель работы – проанализировать распределительные сети среднего класса напряжения Гурьевского РЭС, выявить автоматизируемые фидеры, определить оптимальные места установки реклоузеров, оценить технико-экономический эффект автоматизации. В работе проведен анализ распределительной сети среднего класса напряжения энергосистемы Калининградской области, выявлены типичные и специфичные проблемы фидеров, проанализированы методики определения оптимального места установки реклоузеров, разработана и опробована на реальном объекте новая эффективная рассчитаны режимы методика нахождения мест установки реклоузеров, и токи коротких замыканий, оценен технико- экономический эффект от внедрения в сеть реклоузеров. Изм. Лист № докум. Подп. Дата ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Лист 6

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ АВР АПВ АО ВКР ВЛ ВЭС ГСМ ЗЭС КЗ КЛ КО КТП ЛЭП НИР ОВБ ОЗ ПС РД РП РУ РЭС СиПРЭ ТП ФЗП ЦП ЭС DES DR RES SG Изм. Лист – автоматический ввод резервного источника питания; – автоматическое повторное включение; – акционерное общество; – выпускная квалификационная работа; – воздушная линия; – восточные электрические сети; – горюче-смазочные материалы; – западные электрические сети; – короткое замыкание; – кабельная линия; – Калининградская область; – комплектная трансформаторная подстанция; – линия электропередачи; – научно-исследовательская работа; – оперативно-выездная бригада; – однофазное замыкание; – подстанция; – руководящий документ; – распределительная подстанция; – распределительное устройство; – район электрических сетей; – схема и программа перспективного развития энергосистемы; – трансформаторная подстанция; – фонд заработной платы; – центр питания; – энергосистема; – distributed energy resources (работы, связанные с развитием распределенной энергетики); – demand response (регулирование спроса-генерации электроэнергии); – renewable energy sources (возобновляемая энергетика); – Smart Grid («умные сети») № докум. Подп. Дата ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Лист 7

СОДЕРЖАНИЕ Введение 9 1 Анализ концепции «умных сетей (Smart Grid) в России и мире 10 2 Применение концепции Smart Grid в сетях АО «Янтарьэнерго» 26 3 Предпроектное исследование Гурьевского РЭС 38 4 Выбор оптимального места установки реклоузеров 44 4.1 Выбор оптимального места установки реклоузера на фидере ВЛ 15-46 4.2 Выбор оптимального места установки реклоузера на фидере ВЛ 15-47 4.3 Выбор оптимального места установки реклоузера на фидере ВЛ 15-51 4.4 Выбор оптимального места установки реклоузера на фидере ВЛ 15-53 4.5 Выбор оптимального места установки реклоузера на фидере ВЛ 15-142 4.6 Выбор оптимального места установки реклоузера на фидере ВЛ 15-145 4.7 Выбор оптимального места установки реклоузера на фидере ВЛ 15-261 4.8 Выбор оптимального места установки реклоузера на фидере ВЛ 15-262 4.9 Выбор оптимального места установки реклоузера на фидере ВЛ 15-46, ВЛ 15-143, ВЛ 15-146 5 Анализ режимов работы автоматизируемых реклоузерами фидеров 49 52 55 57 60 63 65 68 70 74 класса напряжения 15 кВ 6 5.1 Расчет токов короткого замыкания 96 Технико-экономическое обоснование 97 Заключение 121 Список использованных источников 122 Приложение А 124 ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Разраб. Беклемешев И.С. Провер. Никишин А.Ю. Руковод. Никишин А.Ю. Н. Контр. Лозовенко В.И. Зав.каф. Белей В.Ф. Подпись Дата Лит. Лист Листов 1 Содержание КГТУ 15–ЭЭм

ВВЕДЕНИЕ Система распределительных сетей среднего класса напряжения энергосистемы Калининградской области имеет ряд типичных для данной системы проблем. Однако, географическое положение, особая история региона делает местную энергосистему особенной, добавляя особые, не свойственные другим российским энергосистемам проблемы. Решая их, энергетики используют разные подходы. Одним из них стало развитие концепции «интеллектуальных сетей». В литературе касаемо данной концепции применяются также термины «умная сеть», «Smart Grid». АО «Янтарьэнерго» Багратионовском создало РЭС. «пилотную Эксперимент с зону» в установкой Мамоновском реклоузеров и дал положительный результат, однако ряд ключевых вопросов требует доработки. Одним из узловых вопрос стал выбор оптимального места установки реклоузеров на фидере. В данном проекте предстоит рассмотреть трактовку концепции Smart Grid применительно к реалиям энергосистемы АО «Янтарьэнерго», выявить эффективные методы выбора оптимального места установки реклоузера на фидере, проанализировать автоматизируемый Гурьевский РЭС, и, используя полученные результаты определить количество и места установки реклоузеров рассматриваемого объекта, смоделировать возможные режимы, проанализировать «подводные камни» автоматизации. ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Разраб. Беклемешев И.С. Провер. Никишин А.Ю. Руковод. Никишин А.Ю. Н. Контр. Лозовенко В.И. Зав.каф. Белей В.Ф. Подпись Дата Лит. Лист Листов 1 Введение КГТУ 15–ЭЭм

1 АНАЛИЗ КОНЦЕПЦИИ «УМНЫХ СЕТЕЙ» (SMART GRID) В РОССИИ И МИРЕ Российские электрические сети всех классов напряжения включают в себя около 2,5 млн км, причем большая часть – это воздушные линии (ВЛ) 6-10-15 кВ, т.е. линии среднего класса напряжения. Поскольку ВЛ – последнее звено в цепи «генерация – потребление электроэнергии», бесперебойность электроснабжения потребителя в значительной мере определяется надежностью работы данных линий. Здесь существует ряд проблем. Недостаток инвестиций в последние десятилетия привел к практически повсеместному запредельному уровню износа оборудования, а также к так называемой проблеме длинных фидеров [1,2]. Так, показатель износа для АО «Янтарьэнерго» составляет 66-72%, что принципиально не отличается, например, от показателей Сибирского федерального округа (65-75%). Проблема длинных фидеров, в первую очередь, связана с увеличением расстояния от центра питания до наиболее удаленного потребителя. По данным ОАО «РОСЭП», среднее число повреждений, вызывающих отключения в ВЛ напряжением до 35 кВ, составляет 170-350 на 100 км линии в год, причем устойчивых КЗ из них 8%, а переходящих в однофазные (неустойчивые) – 72%. Значительную часть длительных отключений можно предотвратить путем применения средств многократного автоматического повторного включения (АПВ). Однако существующие на сегодняшний день в распределительных сетях средства релейной защиты не позволяют выполнять подобные функции. Решать эту проблему можно, строя дополнительные, так называемые, разукрупняющие подстанции, однако, это не всегда возможно и требует больших капитальных вложений. Ежегодное старение основных фондов электроэнергетики коррелирует с постоянным ростом потребления электроэнергии. Согласно «Положению о единой технической политике…» свой 30-и летний юбилей отпраздновали 69% ВЛ класса напряжения 35-110 кВ, 57% ВЛ класса напряжения 6-20 кВ и 54% ВЛ класса напряжения 0,4 кВ [3]. С другой стороны наблюдается рост потребления электроэнергии, и, согласно прогнозам Агентства по прогнозированию балансов на период до 2030 года, он достигнет полуторакратного значения при любом из сценариев (умеренном, базовом или максимальном) (рисунок 1.1). Как показывает практика, модернизировать электрическую сеть в ногу со временем практически невозможно. Так, значения износа для электрооборудования на подстанциях в сетях АО «Янтарьэнерго» составляют 68 %, износ линий электропередач – 72% [4]. В настоящее время рост этих показателей удается сдерживать. Здесь и закладывается основная идея ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Разраб. Беклемешев И.С. Провер. Никишин А.Ю. Руковод. Никишин А.Ю. Н. Контр. Лозовенко В.И. Зав.каф. Белей В.Ф. Подпись Дата Лит. Лист Листов 6 КГТУ 15–ЭЭм

концепции Smart Grid (Смарт Грид): если нет возможности опережающими темпами модернизировать сеть – ее надо сделать «умнее». Принципы этой концепции подразумевают максимально возможную замену вторжения человека в процесс передачи электроэнергии, в т.ч. обеспечение автоматизированного учета электроэнергии, интеллектуальной защиты, развитие распределенной энергетики (рисунок 1.2, 1.3). Рисунок 1.1 – Прогноз потребления электрической энергии в России на период до 2030 года Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Рисунок 1.2 – Приоритеты внедрения технологий Smart Grid 1 – Автоматизация распределительных сетей/ DA (29%); 2 – Интеллектуальный учет/ AMI (24%); 3 – IT-инфраструктура / DMS, OMS, DRS (16%); 4 – Автоматизация подстанций / SA (14%); 5 – Коммуникации / COM (9%); 6 – Домашние сети / HAN (2%); 7 – Консалтинг (3%); 8 – Прочее (3%) Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Рисунок 1.3 – Суммарные инвестиции в Smart Grid в 2011-2015 гг. Наиболее эффективно система Smart Grid развивается в Дании, где «процветает» ветряная энергетика. С 2007 года создание системы в США стало одним из важнейших приоритетов. Повышение надежности энергоснабжения благодаря данной системе позволит стране сэкономить около 1,8 трлн долларов. Лидерами же по капиталовложению в Smart Grid являются Китай (7323 млн $), выше упомянутые США (7092 млн $), Япония (849 млн $), европейская энергосистема (планируется финансирование в размере 750 млн $ в течение 30 лет). России подключается к всеобщему интересу, и в ряде регионов (в т.ч. в Калининградской области) выполняются пилотные проекты, основанные на базовых принципах Smart Grid. Из критики концепции можно выделить тот факт что в отечественной литературе нет единого и однозначного определения концепции Смарт Грид, существуют также мнения о спекуляции самого понятия «Smart Grid» [5]. Согласно зарубежному определению (в частности, согласно интерпретации определения для энергосистем США и ЕС) Smart Grid – это электрическая Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

сеть, которая способна грамотно интегрировать поведение и действия всех субъектов энергосистемы, подключенных к ней, как генерирующих, так и потребителей, таким образом, чтобы эффективно гарантировать устойчивое, эффективное и безопасное энергоснабжение. Показателями надежности, принятыми за основные в концепции Смарт Грид являются т.н. индексы SAIFI, SAIDI. SAIFI характеризует среднее число аварийных ситуаций в год, приводивших к нарушениям в электроснабжении и рассчитывается по формуле: Сумма длительности перерывов электроснабжения (1.1) 𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼 = Общее число потребителей Индекс SAIDI показывает среднюю продолжительность отсутствия электроснабжения по отношению к одному потребителю и рассчитывается по формуле: Общее число поврежденных потребителей (1.2) 𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼 = Общее число потребителей Сравнение значений показателя надежности SAIDI представлено на рисунках 1.4, 1.5, 1.6. Рисунок 1.4 – Показатель SAIDI в минутах для разных стран Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Рисунок 1.5 – Показатель SAIDI в минутах для стран-лидеров по электрической надежности сетей Рисунок 1.6 – Показатель SAIDI в минутах для России и стран-лидеров по электрической надежности сетей Показатели достижения целей, предполагаемых следованию данной концепции в США: – снижение длительности перерывов элеткроснабжения (индекс SAIDI): 20% – для наиболее ответственных потребителей снижение SAIDI: 98% – сокращение пиковых нагрузок: 20% Одним из проектов в рамках реализации концепции Smart Grid в США стало создание интеллектуальной сети города Чаттануга (штат Теннесси). Объем инвестиций в программу составил 300 млн $ (из которых объем господдержки 111 млн $). Длина проложенных оптоволоконных линий составила 10380 км, 170 фидеров были модернизированы с установкой 1200 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

реклоузеров [6]. Результатом реализации программы стали следующие показатели. 1. Годовая экономия электроэнергии: 3,3 кВт·час/потребитель/год. 2. Экономия перерывов электроснабжения 26,5 минут/потребитель/год. Чтобы оценить эффект от реконструкции сети вводят дополнительные индексы надежности, такие как индексы RNRE (relative network reconstruction efficiency) и ARAE (average recloser application efficiency). RNRE (relative network reconstruction efficiency) – относительная эффективность реконструкции сети рассчитывается по формуле: 𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼 (1.3) 𝑅𝑁𝑅𝐸 = 1 − , 𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼 (0) где SAIFI (0), SAIFI – среднее количество установившихся повреждений в год на одного потребителя до и после автоматизации сети соответственно. Индекс RNRE характеризует насколько улучшился индекс SAIFI после реконструкции по сравнению с ситуацией до реконструкции. ARAE (average recloser application efficiency) – средняя эффективность применения реклоузеров: 𝐹 𝐴𝑅𝐴𝐸 = 𝑅𝑁𝑅𝐸 ∙ , 𝑅 (1.4) где F – количество фидеров, входящих в реконструируемую сеть, R – количество установленных реклоузеров в реконструированной сети. В зависимости от применяемых видов электрических сетей (радиальная, кольцевая, смешанная сеть) кривые индексов принимают следующий вид (рисунок 1.7, 1.8). Рисунок 1.7 – Индексы RNRE и ARAE для радиальной сети в зависимости от количества установленных реклоузеров Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Рисунок 1.8 – Индексы RNRE и ARAE для кольцевой сети в зависимости от количества установленных реклоузеров Проанализировав опыт внедрения реклоузеров в различные конфигурации сетей (рисунки 1.9, 1.10, 1.11, 1.12, таблица 1.1) с помощью получения расчетных индексов RNRE и ARAE можно тезисно выделить несколько позиций. 1. Применение более двух реклоузеров в магистрали радиального фидера неэффективно. 2. Эффективность автоматизации радиальных фидеров ниже, чем кольцевых или смешанных конфигураций сетей. 3. Эффективность автоматизации смешанных сетей находится на уровне кольцевых. Рисунок 1.9 – Пример смешанной сети №1. Конфигурация с двумя реклоузерами на каждом фидере Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Рисунок 1.10 – Пример смешанной сети №2 Рисунок 1.11 – Пример смешанной сети №3. Конфигурация с тремя реклоузерами на каждом фидере Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Рисунок 1.12 – Пример схемы смешанной сети №4 Таблица 1.1 – Индексы RNRE и ARAE для рассматриваемых примеров смешанной сети Схема RNRE,% ARAE,% Схема №1 40 30 Схема №2 40 30 Схема №3 57 29 Схема №4 50 25 Что же европейский опыт? В целом, европейская трактовка понятия Smart Grid ментально близка к американской. Основной уклон развития концепции связан с внедрением интеллектуальных приборов учета (smart meters), интегрированных систем учета и управления (integrated system), автоматизацией распределительных сетей среднего класса напряжения (distribution automation), развитием системы «умных домов» (home application), а также вытеснение человеческого участия из таких сфер энергетики, как передача и накопление электроэнергии (transmission automation и storage соответственно). На рисунках 1.13, 1.14 наглядно представлено соотношение вложений во все эти сферы концепции Smart Grid в странах Европы. Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Рисунок 1.13 – Соотношение инвестиции по сферам концепции Smart Grid Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Рисунок 1.14 – Вложения в НИР по Smart Grid в Европе Тезисно можно выделить три направления в концепции Smart Grid. 1. Работы, связанные с развитием распределенной энергетики – DES (distributed energy resources). 2. Возобновляемая энергетика – RES (renewable energy sources). 3. Регулирование спроса-генерации электроэнергии – DR (demand response). Количество проектов и суммарный объем инвестиций в них среди стран Европы представлены на рисунках 1.15, 1.16. Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Рисунок 1.15 – Динамика количества проектов «умных сетей» в странах Европы DES – работы, связанные с развитием распределенной энергетики; RES – возобновляемая энергетика; DR – регулирование спроса-генерации электроэнергии Рисунок 1.16 – Динамика суммарных вложений в проекты «умных сетей» в странах Европы, млн $ DES – работы, связанные с развитием распределенной энергетики; RES – возобновляемая энергетика; DR – регулирование спроса-генерации электроэнергии Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Проекты также можно классифицировать на три подгруппы – научноисследовательские работы (R&D, НИР), демонстрационные проекты (пилотные версии, модели) (demonstration), а также само развертывание проектов «умных сетей» в энергосистемах – т.н. размещение (deployment) [7]. Дания особенно выделяется по количеству НИР, связанных с концепцией Smart Grid. Это связано по большей части с тем, что в этой стране «процветает» ветряная энергетика (напомним, что это одновременное развитие распределенной энергетики вкупе с использованием возобновляемых источников энергии), и львиную долю всей генерации составляет «чистая» энергия ветра. Также в лидерах по развитию Smart Grid являются Испания, Германия и Великобритания (рисунок 1.17). Рисунок 1.17 – Соотношение НИР, моделей и «пилотных» проектов Smart Grid в странах Европы R&D – научно-исследовательские работы; Demonstration – демонстрационные проекты (пилотные версии, модели); Deployment – развертывание проектов «умных сетей» в энергосистеме В России в последние годы наблюдается растущий интерес к концепции Смарт Грид, и в ряде регионов выполняются т.н. «пилотные» проекты, основными целями которых является тиражирование положительного эффекта от автоматизации сети и улучшение показателей надежности (вышеупомянутые индексы SAIDI и SAIFI). Зачастую эти проекты представляют собой автоматизацию проблемных участков распределительной сети коммутационными аппаратами нового типа – Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

реклоузерами. Ввиду непростой политической обстановки в мире и набравшему ход импортозамещению следует отметить тот факт, что в России есть компания, активно занимающаяся разработкой и установкой вышеупомянутых реклоузеров – «Таврида Электрик» в 2000 году представила первый аппарат [8,9]. Компания помимо российского рынка работает над зарубежными проектами (рисунок 1.18, таблица 1.2). Рисунок 1.18 – Реклоузеры «Тавриды Электрик» на мировом рынке в сравнении с другими компаниями Таблица 1.2 – Поставки российских реклоузеров в мире Регион Количество реклоузеров, шт Мехико 4500 Россия 4000 Сан-Паоло 4000 Австралия 3000 США 1200 Казахстан 400 В отечественной литературе, как ранее было сказано, нет единого и четкого определения для концепции Smart Grid. Авторы сходятся в эпитете «интеллектуальная» для сети, однако, касаемо слов «революционный» и «инновационный» подход, предполагаемый концепцией, возникают споры. Как видно из зарубежного опыта, основной посыл всех проектов «умных» сетей направлен на рациональное использование ресурсов (уменьшение потерь от недоотпуска, снижение времени восстановления электроснабжения, решение проблемы хищения электроэнергии («умные» Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

счетчики), развитие альтернативных источников энергии так, где это возможно (Дания, как пример) лишь доказывает этот тезис). Собственно, один из «узловых» вопросов – выбор оптимального места установки реклоузеров (далее будет рассмотрено) также связан с уменьшением потерь от суммарного недоотпуска электроэнергии. Принцип телеуправления вакуумными выключателями реклоузера также связан с экономией – уменьшается время локализации поврежденного участка сети. В результате мы получаем наложение на уже существующую систему «генерацияпотребление» еще одной – информационной [5]. Отсюда следует вывод, что определение концепции Smart Grid как эволюционное более корректно, нежели революционное как в отечественной, так и в зарубежных трактовках. Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

2 ПРИМЕНЕНИЕ КОНЦЕПЦИИ SMART GRID В СЕТЯХ АО «ЯНТАРЬЭНЕРГО» Существующая система распределительных сетей среднего класса напряжения в энергосистеме (ЭС) Калининградской области (КО) имеет ряд как типичных, так и не свойственных другим отечественным энергосистемам проблем [1]. К повсеместной проблеме длинных фидеров, связанной с высокими показателями износа коммутационного и иного оборудования (рост износа на данный момент удается сдерживать), высокими показателями потерь электроэнергии [4] и времени восстановления электроснабжения, низкими показателями надежности, если сравнивать с зарубежными энергосистемами, прибавляются важные особенности калининградской энергосистемы – политические, географические и исторические. ЭС КО зависима от поставок энергоресурсов из-за рубежа ввиду своего положенияанклава [10]. Дамокловым мечом висит возможность изолированного режима калининградской ЭС, связанная с политикой интеграции прибалтийских стран-соседей КО с энергосистемой Европы. Кроме того, стоит добавить, что распределительная система класса напряжения 15 кВ – уникальная для российской энергетики сеть, оставшаяся с довоенных времен. «В наследство высший дар приемля» (цитируя поэта, не жившего, однако, в данном регионе), энергетики получили ряд проблем, связанный со сложностью выбора оборудования, соответствующего данному классу напряжения (коммутационное оборудование и силовые выключатели, а также трансформаторы, которым отведена важнейшая роль в системах энергообеспечения) [11]. Для решения вышеперечисленных проблем АО «Янтарьэнерго» решило следовать концепции «умных сетей», реализовав пилотный проект в объединенных после Мамоновском и Багратионовском РЭС (районы электрических сетей), а также точечно установив реклоузеры на проблемных участках в других РЭС ЭС КО. При этом преследовались следующие цели: 1. Снижение недоотпуска электрической энергии при аварийных и плановых отключениях, снизить потери в электрической сети, повысив надежность [12]. 2. Снизить затраты на отыскание и устранение повреждений, сделать сеть гибкой. ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Разраб. Беклемешев И.С. Провер. Елагин Н.Н. Руковод. Никишин А.Ю. Н. Контр. Лозовенко В.И. Зав.каф. Белей В.Ф. Подпись Дата Применение концепции Smart Grid в сетях АО «Янтарьэнерго» Лит. Лист Листов 26 12 КГТУ 15–ЭЭм

Эти задачи решались путем снижения времени восстановления электроснабжения потребителей при аварийных отключениях, секционированием длинных (зачастую – буквально) фидеров т.о., чтобы появлялась возможность сохранять электроснабжение части потребителей, а также автоматическим отключением поврежденного участка сети, что экономило время и средства, которые расходовались прежде на локализацию аварий. Кроме того, АО «Янтарьэнерго» преследовало за цель выявление положительного эффекта от внедрения в распределительные сети среднего класса напряжения реклоузеров для дальнейшего тиражирования опыта другим сетевым организациям и создания инициатив для корректировки действующих технических регламентов [4]. Выбор «пилотной зоны» проекта автоматизации в Мамоновском и Багратионовском РЭС предопределило дальнейшее объединение районов в единые Межрайонные сети с созданием единого диспетчерского центра, а также опыт установки реклоузеров персоналом. Первый в КО реклоузер был установлен именно в Мамоновском РЭС в 2007 году. Опыт оказался положительным – секционирование фидера 15-09 позволило решить ряд проблем, описанных выше. К линии было подключено около 3000 жителей Ладушкина, пос. Ново-Московское, пос. Ушаково, пос. Ульяновка и др. населенных пунктов, при повреждении которой выходило из строя 44 трансформаторных подстанции (ТП). Протяженность фидера составляла 33 км, что означало длительную локализацию повреждения. Результатом автоматизации стало сокращение времени восстановления электроснабжения в несколько раз – с 6 до 2 часов, суммарный недоотпуск электроэнергии с 45 до 28 тыс. кВт·ч. Автоматизируя «пилотную зону» АО «Янтарьэнерго» ориентировалось на конкретные цифры – так, значение потерь электрической энергии должно было снизиться с 27(!) % до 10%, а количество отключений потребителей в год с 11,9 до 3,1. На момент начала реализации программы Smart Grid в сетях 15 кВ уже находилось в эксплуатации 49 реклоузеров (рисунок 2.1,таблица 2.1). Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Рисунок 2.1 – Карта КО с делением на РЭС с указанием установленных реклоузеров на момент начала автоматизации «пилотной зоны» Smart Grid Колво ТП, шт. Кол-во откл. ВЛ 20032009 гг. Кол-во реклоу зеров, шт 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Таблица 2.1 – График установки реклоузеров в ЭС КО 7 8 9 10 11 12 13 № п/ п Наименование РЭС ВЛ 15 кВ 1 2 3 4 5 6 15488 10 6 1 15486 18 6 2 15337 26 10 1 1 Черняховский РЭС 2 3 Славский РЭС 1 1 1 1 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Продолжение таблицы 2.1 4 15331 21 6 1 5 15340 24 17 3 6 15334 10 10 1 15401 29 8 2 8 15406 28 13 1 9 15442 19 20 2 1 10 15451 24 4 1 1 15452 24 8 1 1 12 15456 24 17 1 13 15443 18 10 3 14 15373 11 9 1 15310 31 9 2 32 5 1 1 25 12 1 1 7 Озёрский РЭС 11 Нестеровский РЭС Неманский РЭС 15 1516 Краснознаменс 323 кий РЭС 1517 326 1 1 2 1 1 1 1 1 1 1 2 1 1 1 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Продолжение таблицы 2.1 18 15328 11 9 1 19 15466 30 8 1 20 15468 22 1 3 21 15341 36 8 4 Большаковский 15РЭС 22 390 13 20 3 1 15356 10 26 1 1 Гусевский РЭС 23 ИТОГО по ВЭС: 50 1 1 1 1 4 3 5 5 8 2 9 5 Данные, которыми характеризовались районы, нельзя было назвать выдающимися: - успешность АВП – 42%; - удельной повреждаемость 0,21 аварий/км/год; - среднее время восстановления электроснабжения 5,43 ч. - отсутствовала возможность индикации однофазных коротких замыканий (ОЗ) Соотношения аварийных отключений ВЛ 15 кВ по месту и причине возникновения, а также соотношения поиска, локализации и ремонта аварийного участка к полному времени восстановления электроснабжения для фидеров Мамоновского РЭС представлены на рисунках 2.2, 2.3, 2.4. Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Рисунок 2.2 – Аварийные отключения ВЛ 15 кВ по месту возникновения 1 – Линия 15 кВ (81%); 2 – КТП после предохранителя (11,1%); 3 – КТП до предохранителя (3,2%); 4 – Разъединитель (1,6%); 5 – Подстанция (3,2%) Рисунок 2.3 – Аварийные отключения ВЛ 15 кВ по причине возникновения 1 – Короткое замыкание (КЗ) (42,6%); 2 – Однофазное замыкание на землю (ОЗЗ) (17%); 3 – Обрыв (17%); 4 – КЗ + обрыв (6,4%); 5 – КЗ+ОЗЗ (2,1%); 6 – Обрыв + ОЗЗ (6,4%); 7 – другое (8,5%) Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Рисунок 2.4 – Диаграмма соотношения поиска, локализации и ремонта аварийного участка к полному времени восстановления электроснабжения 1 – время поиска (31%); 2 – время ремонта (48%); 3 – время локализации (21%) Общие сведения по «пилотной зоне» в КО вместе с параметрами и характеристикой Мамоновского РЭС представлены в таблицах 2.2, 2.3, 2.4. Таблица 2.2 – Общие сведения по «пилотной зоне» в Калининградской области Количество питающих ПС 110 кВ 5 шт. Количество РП 15 кВ 12 шт. Количество фидеров 15 кВ 39 шт. Общая длина воздушных линий 15 533 км кВ Общая длина кабельных линий 15 кВ 19 км Количество ТП 15/0,4 кВ 565 шт. Количество реклоузеров (на момент 11 шт. начала проекта) Количество линейных 149 шт. разъединителей Общая численность бытовых >50000 чел. потребителей Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Таблица 2.3 – Параметры пилотной зоны автоматизации Уровень потерь электроэнергии,% 26 Количество отключений в год (SAIFI) 11,9 Длительность отключений в год (SAIDI) 29,5 Средняя длительность ликвидации аварии за 5,43 последние 3 года,ч Удельная повреждаемость, аварий/км/год 0,21 Успешность первого АПВ,% 42 Таблица 2.4 – Характеристика Мамоновского РЭС Количество питающих ПС 110 кВ (типа «О») Количество РП 15 кВ (ПС типа «В») Количество фидеров 15 кВ Общая длина воздушных линий 15 кВ Общая длина кабельных линий 15 кВ Количество КТП 15/0,4 кВ Количество реклоузеров Количество линейных разъединителей Количество отпаечных разъединителей 4 шт. 9 шт. 23 шт. 312 км 28 км 302 шт. 9 шт. 79 шт. 259 шт. Математическая модель типового фидера Мамоновского РЭС вместе с его параметрами представлены на рисунке 2.5 и таблице 2.5. Рисунок 2.5 – Математическая модель типового фидера Мамоновского РЭС Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Таблица 2.5 – Данные типового фидера Мамоновского РЭС Длина, км 13,6 Количество трансформаторов 15/0.4 кВ, шт. 13,1 Количество отпаечных разъединителей, шт. 11,3 Количество линейных разъединителей, шт. 1 Количество РП 15 кВ, шт. 0,4 Количество питающих центров 110 кВ, шт. 1 Показатели надежности Мамоновского РЭС энергосистем других стран представлены на рисунке 2.6. относительно Рисунок 2.6 – Суммарные показатели надежности SAIFI/SAIDI Мамоновского РЭС в сравнении с различными странами мира В рамках реализации программы автоматизации Мамоновского и Багратионовского РЭС было установлено 42 реклоузера и произведена наладка системы SCADA. Проект состоит из нескольких этапов (рисунок 2.7). В результате, за этим техническим условием шлейфом шли другие, решающие проблемы, описанные в начале главы. Тезисно: - созданы автоматизированные кольцевые фидера; - установленные реклоузеры служили как для секционирования длинного фидера, так и выполняли функции АВР (в отдельных случаях); - введено двухкратное АПВ на реклоузерах; - началась реконструкция центров питания (ЦП) с внедрением двухкратного АПВ; - созданы новые связи, делающие сеть гибче; Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

- во многих местах произведена реконфигурация сети наиболее оптимальным образом (гибкость распределительной сети). Рисунок 2.7 – Этапы проекта Smart Grid в ЭС КО Автоматизация пилотных РЭС дала положительный эффект. Среднее время восстановления электроснабжения снизилось в несколько раз (рисунок 2.8). Поменялся сам принцип поиска поврежденного участка и работы оперативной бригады [13]. Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

6,38 7 6 5 3,55 4 2,33 3 2,03 2,10 1,58 1,64 2 1,23 0,83 1 0 2013 2014 Багратионовский РЭС Мамоновский РЭС 2015 Среднее по Западным ЭС Рисунок 2.8 – Средняя продолжительность электроснабжении потребителей в сетях 6-15 кВ, час перерывов в Промежуточные итоги позволили сделать вывод об эффективности автоматизации распределительных сетей реклоузерами (рисунки 2.9, 2.10). Программу Smart Grid было решено продолжить уже в другом РЭС – Гурьевском. Однако, стоит отметить ложку дегтя в виде открытых вопросов электромагнитных помех и надежности каналов связи с аппаратами, а также то, что принцип телеуправления, который выделяется апологетами концепции «умных сетей» как один из главнейших, осуществляется пока не полностью – управляемые пока что только вакуумные выключатели реклоузера. Ключевой вопрос программы также необходимо выделить – выбор оптимальных мест установки реклоузеров осуществлялся путем поиска компромиссного варианта как с экономического, так и с технического (по вопросу надежности) подходов (будет рассмотрено далее). Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

32 23 18 8 Мамоновский Багратионовский 2013 2014 Рисунок 2.9 – Количество технологических нарушений до и после автоматизации пилотной зоны РЭС, шт. 27,9 19 11,8 8,9 Мамоновский 2013 Багратионовский 2014 Рисунок 2.10 – Суммарный недоотпуск электроэнергии до и после автоматизации пилотной зоны РЭС, тыс. кВт·ч Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

3 ПРЕДПРОЕКТНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ГУРЬЕВСКОГО РЭС Положительный опыт внедрения концепции «умных сетей» в ЭС КО получил отражение в схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Калининградской области в 2018-2022 гг. – создание комплексной системы автоматизации распределительных сетей класса напряжения 15 кВ стоит одним из приоритетных направлений инвестиционной программы развития, представленной в обновленном СиПРЭ КО [14]. В создание этой программы входит и автоматизация Гурьевского РЭС. Предварительное исследование объекта производится по методике расчета показателей надежности (индексы SAIFI/SAIDI). За основу взяты данные по аварийным отключениям на фидерах Гурьевского РЭС за три года. Первым шагом анализа автоматизируемого объекта является определение количества и длительности отключений. Расчет выполняется для каждого фидера. Гурьевский РЭС включает в себя 40 фидеров. Полученные из журналов аварийных отключений данные за три года усредняются. Считается среднее количество отключений в год: 𝑛 +𝑛 +⋯𝑛𝑁 (3.1) 𝑛средн = 1 2 , 𝑁 где 𝑛𝑖 – количество отключений за год; N – количество лет, за которые предоставлены данные. Среднее время перерыва электроснабжения: 𝑡 +𝑡 +⋯𝑡 (3.2) ∑ 𝐼НАГР (3.3) 𝑡средн = 1 2 𝑁 , 𝑁 где 𝑡𝑖 – среднее время перерыва электроснабжения за год; N – количество лет, за которые предоставлены данные. Расчет коэффициента нагрузки также ведется для каждого фидера: 𝑘з = ∑ 𝐼НОМ , где ∑ 𝐼НАГР – максимальный ток нагрузки по результатам замеров летнего и зимнего максимума; ∑ 𝐼НОМ – сумма номинальных токов потребителей фидера (берется из схемы нормального режима работы фидера). Номинальный ток потребителя: 𝑆 (3.4) 𝐼ном = НОМ , √3∙𝑈НОМ где 𝑆НОМ – номинальная мощность трансформатора, установленного на ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Разраб. Беклемешев И.С. Провер. Елагин Н.Н. Руковод. Никишин А.Ю. Н. Контр. Лозовенко В.И. Зав.каф. Белей В.Ф. Подпись Дата Применение концепции Smart Grid в сетях АО «Янтарьэнерго» Лит. Лист Листов 26 12 КГТУ 15–ЭЭм

ТП; 𝑈НОМ – номинальное напряжение. Перед расчетом средней аварийности требуется выполнить корректировку количества отключений. Корректировка требуется если: 1. в средствах РЗА фидерного выключателя задейтсвовано АПВ, служба РЗА подтвердила, что оно введено, успешные включения фидера от АПВ не фиксируются. 2. первые ручные включения выключателя оперативным персоналом не фиксируются. Корректировка выполняется для каждого фидера: 𝑛 (3.5) 𝑛КОРР = ИСХ , 1−𝑘АПВ1 где 𝑛ИСХ – количество отключений линии по исходным данным, шт/год; 𝑘АПВ1 – вероятность устранения повреждений действием однократного АПВ или первого ручного включения, о.е.. Принимается 𝑘АПВ1 =0,6. Средняя плотность аварий: 𝑛 (3.6) 𝜔0 = КОРР , 𝐿 где 𝑛КОРР – скорректированное количество аварийных отключений фидера, шт/год; 𝐿 – длина фидера с отпайками, км. Для простоты в данной работе за основу будет взят индекс SAIFI. Индекс SAIFI, который рассчитывается для связки фидеров: 𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼1 ∙𝑁1 +𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼2 ∙𝑁2 (3.7) 𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼ОБЪЕД = , 𝑁1 +𝑁2 где 𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼1 , 𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼2 – индексы SAIFI фидеров; 𝑁1 , 𝑁2 – количество потребителей фидеров. Индекс RNRE рассчитывается: 𝑅𝑁𝑅𝐸 = 1 − 𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼ЦЕЛ 𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼(0) , (3.8) где 𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼ЦЕЛ – целевой показатель индекса надежности; 𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼(0) – расчетное значение индекса, полученное для конкретного фидера. Если индекс RNRE получился менее 0,33 для кольцевой схемы фидеров, 0,25 для радиальной схемы, то установка реклоузеров на данном фидере не требуется. Результаты предварительного исследования Гурьевского РЭС представлены в таблице 3.1 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист Таблица 3.1 – Предварительное исследование Гурьевского РЭС № докум. № Фи дер 𝑡средн 𝑁1 Сумма рная мощно сть 2,333333 134 1 160 134 0,27 7 2,333333 134 1 800 134 0,27 7 2,333333 134 34 9377 7 2,333333 134 9 3910 7 2,333333 134 15 5275 7 2,333333 190 24 5120 7 2,333333 134 10 2193 4 300 28 4122 7 120 23 3317 𝑛средн 7 𝑡𝑖 Подп. 𝑛𝑖 Дата 1 2 3 ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ 4 5 6 7 8 9 10 11 1502 1505 1503 1504 1507 1512 1521 1522 1525 1533 1534 570 SAIFI 3,941 176 14,88 889 8,933 333 7,916 667 ∑ 𝐼НАГР ∑ 𝐼НОМ 𝑘з 0,27 0,27 0,27 120 360 13,4 0,333 333 0,27 10,71 429 5,217 391 3 1 27 9 12 1435 0,75 130 110 8 2,666667 371 123,6 667 10 1674 12,36 667 110 138 𝑛КОРР 𝐿 5,833 333 5,833 333 5,833 333 5,833 333 5,833 333 5,833 333 5,833 333 0,27 10 0,27 17,5 1,181 818 0,797 101 2,5 6,666 667 1,9 2,27 1 12,2 28 9,22 7 22,5 72 22,7 33 10,6 15 17,6 9 16,1 74 14,4 03 9,29 7 𝜔0 3,070 175 2,568 619 0,477 047 0,632 203 0,258 432 0,256 602 0,549 537 0,565 291 1,081 983 0,173 575 0,717 077 𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼ЦЕЛ 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 RNRE 0,97 6493 0,97 6493 0,20 0746 0,78 8433 0,64 7388 0,60 2105 0,76 4925 0,70 6 0,39 625 3,15 -3,2 3,15 0,74 5283 Лист

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист Продолжение таблицы 3.1 № докум. 12 Подп. 13 14 Дата 15 16 17 ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ 18 19 20 21 22 23 24 25 1546 1547 1551 1552 1553 1559 15137 15138 15139 15140 15141 15142 15143 15144 6 2 1101 367 32 4169 17 5,666667 2452 817,3 333 47 11593 1 0,333333 1 0,333 333 24 3061 1 0,333333 0 0 7 23 7,666667 1983 661 7 2,333333 7 11,46 875 17,39 007 60 380 80 978 0,013 889 45 245 820 0 25 68 24 3250 27,54 167 110 280 134 16 1855 8,375 2,333333 134 10 2396 13,4 75 235 7 2,333333 134 10 6090 13,4 75 489 7 2,333333 134 2 650 67 9 126 7 2,333333 134 4 1830 33,5 17 214 7 2,333333 134 18 4690 18 6 1864 28 4487 22 7,333333 830 11 3813 2 0,666667 17 13 4340 621,3 333 276,6 667 5,666 667 161 7,444 444 22,19 048 25,15 152 60 424 100 332 63 314 0,435 897 65 322 0,157 895 0,081 8 14,16 667 36,4 23 18,0 47 0,137 276 0,784 987 0,183 673 0,833 333 32,7 63 0,025 435 0,367 647 0,392 857 0,833 333 19,16 667 5,833 333 5,833 333 5,833 333 5,833 333 5,833 333 5,833 333 0,27 0,319 149 0,153 374 0,071 429 0,079 439 0,141 509 0,301 205 0,200 637 0,201 863 5 18,33 333 9,54 4 27,6 28 18,8 09 0,136 836 0,770 179 0,291 346 1,526 252 1,531 059 4,861 111 4,861 111 0,611 204 0,542 927 0,974 711 1,666 667 8,30 9 0,200 586 15 6,09 24,8 86 20,0 22 3,82 2 3,81 1,2 1,2 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 0,72 5341 0,81 8862 225, 8 #ДЕ Л/0! 0,88 5628 0,62 3881 0,76 4925 0,76 4925 0,95 2985 0,90 597 0,57 6866 0,85 8047 0,87 4759 6,22 647 Лист

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист Продолжение таблицы 3.1 № докум. 26 27 Подп. 28 Дата 29 30 31 ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ 32 33 34 35 36 37 38 39 40 15145 15146 15147 15148 15150 15241 15250 15251 15252 15253 15254 15260 15261 15262 15309 3,217 391 26,42 029 2 0,666667 222 74 23 2693 12 4 1823 607,6 667 23 4313 4 1,333333 387 129 0 0 - 33,33 333 33 7086 1,010 101 6 745 11 4463 3 1 100 5 1,666667 449 7 2,333333 1901 7 2,333333 134 15 4368 7 2,333333 134 7 7700 7 2,333333 134 1 25 7 2,333333 134 6 3040 5 1,666667 77,33 333 15 3719 7 2,333333 134 8 2560 4 1,333333 263 20 6970 10 3,333333 1681 22 3996 3 1 125 5 680 232 149,6 667 633,6 667 87,66 667 560,3 333 41,66 667 24,94 444 57,60 606 8,933 333 19,14 286 35 280 0,125 1,666 667 60 310 0,193 548 10 93 0 0,27 3,333 333 80 568 0,140 845 30 81 140 345 17,8 55 0,140 017 8,75 5 8,86 6 14,2 24 14,4 2 1,14 4 3,35 7 0,120 773 0,284 974 0,177 515 4,166 667 5,833 333 5,833 333 5,833 333 5,833 333 5,833 333 4,166 667 5,833 333 3,333 333 8,333 333 0,27 2,5 6,61 0,475 919 0,657 944 0,410 105 0,404 531 5,099 068 1,737 663 0,653 083 0,959 903 0,383 098 0,768 332 0,378 215 0,370 37 0,405 797 0,27 0,27 22,33 333 5,155 556 4,383 333 25,46 97 8,333 333 0,075 782 0,480 354 2,973 536 0,27 134 16,75 21,9 93 20,8 18 1,12 1 0,27 0,27 25 207 110 386 60 338 2,5 6,38 6,07 7 8,70 1 10,8 46 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 3,15 0,02 0946 0,88 0773 2,11 85 0,87 3719 0,94 5318 0,64 7388 0,83 5448 0,97 6493 0,85 8955 0,38 9009 0,81 194 0,28 1369 0,87 6324 0,62 2 Лист

Выводы: 1. Анализ индекса RNRE показал, что установка реклоузеров обоснована на 32 фидерах из 40. Учитывая планы сетевой организации, принятие во внимание фидеров с наибольшей длиной, аварийностью, нагрузкой были отобраны 9 фидеров для реализации концепции «умных сетей» в Гурьевском РЭС: 15-46, 15-47, 15-51, 15-53, 15-142, 15-143, 15-145, 15-261, 15-262. Дальнейшее исследование будет относиться к выбранным фидерам. 2. Среднее время восстановления электроснабжения по Гурьевскому РЭС превышает два часа (134 минуты) при среднем количестве аварийных инцидентов 2,3 аварий/год. Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

4 ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО МЕСТА УСТАНОВКИ РЕКЛОУЗЕРОВ В математике вероятностей весьма популярна т.н. задача о разборчивой невесте. Общими словами, у невесты есть массив женихов. Имея замечательную способность спросить абсолютно любой вопрос и получить правдивый ответ, невеста, переходя от одного кандидата к другому, в конце концов, должна сделать свой выбор, при условии, что подходить к одному жениху можно только единожды. Ключевой вопрос – в какой момент сделать выбор невесте? Ведь абсолютно нельзя точно сказать, что рассматриваемый в данную секунду кандидат окажется лучше (или хуже!) следующего или предыдущего [15]. Данная задача прекрасно иллюстрирует проблему выбора оптимального решения. Собственно, выбор оптимального места установки реклоузера при автоматизации распределительной сети является узловым вопросом проекта «Умных сетей». Какими критериями нужно руководствоваться? Чисто экономическими или, сделав ставку на повышение электрической надежности? В данном случае инженер-проектировщик находится в роли буриданова осла, который, как известно, не мог сделать выбор между двумя равноценными стогами сена. Другое дело, далее будет показано, что экономический эффект, например, в части окупаемости весьма спорен, а повышение электрической надежности сети присутствует, но не обосновано как рационально, так и логически. Существует одно из решений вышеупомянутого философского парадокса – соединение двух стогов в один, вследствие чего одной неопределенностью становится меньше. Данный подход будет взят за основу решения узлового вопроса данного раздела. Следует отметить, что третье решение по Лейбницу (по которому осел так и не решится сделать выбор, все время метясь между стогами сена) инженеру-проектировщику никак нельзя принять – согласно «Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Калининградской области на 2018-2022 годы» Smart Grid одно из приоритетных направлений [14]. Существует решение и у рассмотренной выше задачи о разборчивой невесте. Согласно распространенной трактовке, невеста должна пропустить примерно треть (а именно 0,368 часть) массива претендентов, а далее выбрать первого лучшего, подходящего под необходимые критерии выбора. Деление рассматриваемого массива на части и нахождение экстремумов ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Разраб. Беклемешев И.С. Провер. Елагин Н.Н. Руковод. Никишин А.Ю. Н. Контр. Сивухо М.Э. Зав.каф. Белей В.Ф. Подпись Дата Лит. Лист Листов 13 КГТУ 15–ЭЭм

функции, содержащей в своих переменных свойства-критерии выбора оптимального места установки реклоузера на фидере применим в дальнейших расчетах. Изготовитель реклоузеров (в России – «Таврида Электрик») при поиске оптимальных мест рекомендует отталкиваться от двух критериев [16]. Речь идет, во-первых, о показателе суммарного годового недоотпуска электроэнергии, а, во-вторых, показателе количества и длительности отключений потребителя. В литературе можно встретить две методики расчета недоотпуска электроэнергии – рекомендуемую производителем и упрощенный вариант. Формула расчета суммарного годового недоотпуска, предлагаемая изготовителем, имеет вид: 𝑊НО = 0,01 ∗ 𝜔0 ∗ Т ∗ 𝐿 ∗ 𝑆𝑦 ∗ 𝑐𝑜𝑠𝜑 ∗ 𝑘𝑐 , (4.1) 𝑊НО = 𝑃 ∗ 𝑙 ∗ 𝑞 ∗ ℎ , (4.2) где 𝑊НО – годовой недоотпуск электроэнергии (кВт·ч/год); 𝜔0 – удельная частота повреждений ВЛ (1/ на 100 км в год); Т – среднее время восстановления одного устойчивого повреждения (ч); L – длина участка линии (м); 𝑆𝑦 – установленная мощность трансформатора ПС (кВА); 𝑐𝑜𝑠𝜑 – коэффициент мощности; 𝑘𝑐 – коэффициент спроса [17]. Упрощенный вариант содержит следующие переменные: где 𝑊НО – годовой недоотпуск электроэнергии (кВт·ч/год); 𝑃 – мощность, передаваемая через рассматриваемый участок линии электропередачи (кВт); 𝑙 – длина участка ЛЭП (км); 𝑞 – удельная частота отказов ЛЭП (1/год·км); ℎ – среднее время поиска и ремонта повреждений (ч) [18] Методика расчета для обеих формул одинакова. Фидер установкой реклоузера разбирается на два участка (при монтаже двух реклоузеров – три и т.д.), каждый из которых рассматривается отдельно. Результаты расчета можно представить графически с результирующей недоотпуска для всех участков. Нижние точки экстремума этой результирующей покажут наиболее оптимальный и экономически выгодный вариант автоматизации фидера. Рассмотрим расчет недоотпуска электроэнергии на реальном примере. Фидер 15-50 (Зеленоградский РЭС) автоматизирован двумя реклоузерами. Проведем сравнение пяти вариантов расположения коммутационных аппаратов на фидере: 1. Существующий вариант секционирования. 2. Первый реклоузер (R1) перемещается вдоль фидера с опоры 93 на опору 137, второй реклоузер (R2) остается на месте. 3. R2 перемещается вдоль фидера с опоры 217 на опору 155, R1 остается на месте. Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

4. R1 перемещается с опоры 93 на опору 140, R2 – с опоры 217 на опору 225. 5. R1 перемещается с опоры 93 на опору 137, R2 – с опоры 217 на опору 229. Схема фидера 15-50 представлена на рисунке 4.1. Результаты расчета суммарного годового недоотпуска электроэнергии по формуле производителя и по упрощенной формуле графически показаны на рисунках 4.2,4.3. Рисунок 4.1 – Схема длинного фидера 15-50 Расчет по формуле изготовителя Недоотпуск электроэнергии, кВт*ч/год 25000 20000 15000 Участок 1 Участок 2 10000 Участок 3 Результирующая 5000 0 1 2 3 4 5 Вариант секционирования Рисунок 4.2 – Результаты расчета суммарного годового недоотпуска энергии по формуле производителя Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Расчет по упрощенной формуле Недоотпуск электроэнергии, кВТ*ч/год 25000 20000 15000 1 участок 2 участок 10000 3 участок Результирующая 5000 0 1 2 3 4 5 Вариант секционирования Рисунок 4.3 – Результаты расчета суммарного годового недоотпуска энергии по упрощенной формуле За счет наличия дополнительного коэффициента (коэффициент спроса) формула производителя более информативна и точна. Однако, в данном случае, она применилась для фидера, где место установки реклоузеров уже было определено и необходимо было сравнить с 3-4 другими, предполагаемыми местами. Если задаться целью проанализировать каждую точку фидера для нахождения минимумов суммарного недоотпуска, то расчет окажется трудоемким. Например, если за точки принять опоры с первой до конечной, то в данном фидере придется произвести 344 вариантных расчета. Применение второго критерия выбора оптимального места установки реклоузера имеет тот же недостаток. Он используется, если необходимо точечно повышать надежность электроснабжения отдельных потребителей, а значит удобен при поиске альтернатив уже существующему варианту автоматизации. Общие рекомендации, касаемые выбора мест установки реклоузеров, тезисно можно представить так: 1. Место должно быть выбрано таким образом, чтобы максимальное количество потребителей были подключены к магистральным участкам электрической сети; 2. Необходимо выявлять участки с повреждаемостью выше среднего, особое внимания уделяя труднодоступным для оперативного персонала участкам сети; 3. Произведение суммарной длины линий на мощность для каждого участка должна быть одного порядка, тем самым обеспечивая минимальное значение суммарного недоотпуска электроэнергии по фидеру в целом, что, в Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

конечном итоге, определяет максимальные значения параметров надежности электроснабжения для фидеров в целом. В литературе можно встретить рекомендации ориентироваться на другой параметр, а именно показатели надежности SAIFI/SAIDI. Данной методика лишена недостатка вышеописанных подходов и позволяет точечно находить оптимальные места установки реклоузеров. Для простоты ограничимся одним показателем – SAIFI. Идея заключается в том, что аварийность, как явление, определяется только инцидентами в линии. Предположим, что частота аварийных инцидентов на любом участке фидера (как и вероятность аварийной ситуации) одинакова и равна γ0. Частота аварийных инцидентов во всей сети определяется как произведение инцидентов на рассматриваемом участке фидера на число участков (n) и будет равна n·γ0. Частота прерываний электроснабжения принимается равной у всех потребителей и составит λ= n·γ0. Суммарное число прерываний электроснабжения у потребителей сети составит λtotal=Cλ. Индекс SAIFI будет равен λtotal/C. Предполагаемая точка установки реклоузера делит фидер на несколько регионов (два и выше), в каждый из которых входит определенное число потребителей (С). Вероятность возникновения аварийной ситуации попрежнему остается одинаковой как для первого, так и для второго регионов и принимается равной γ0. В литературе предлагается для второго региона учитывать инциденты первого и в расчете суммировать инциденты регионов. В настоящей работе будет выбрана трактовка раздельного учета вероятностей инцидентов на линии при расчете. Индекс SAIFI для сети принимает вид: 𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼 = 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼) +𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼𝐼) 𝐶(𝐼)+𝐶(𝐼𝐼) (4.3) , где 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼) , 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼𝐼) – суммарное число прерываний электроснабжения утверждена потребителей фидера; C(I), C(II) – количество потребителей в первом и во втором регионах (регионов может быть больше). Введение весовых коэффициентов позволяет усовершенствовать представленную методику и с помощью графического представления определить места оптимальной установки реклоузера. Необходимо учесть, что нагрузка распределена по фидеру зачастую неравномерно. Это значит, что необходимо вести две переменные – первый коэффициент, учитывающий отношение мощности потребителей региона к суммарной установленной мощности фидера, и второй коэффициент, учитывающий отношение длин регионов к суммарной длине фидера вместе с отпайками. Тогда формула SAIFI примет вид: 𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼 = 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼) ∙𝑘𝑆(𝐼) ∙𝑘𝐿(𝐼) +𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼𝐼) ∙𝑘𝑆(𝐼𝐼) ∙𝑘𝐿(𝐼𝐼) 𝐶(𝐼)+𝐶(𝐼𝐼) , (4.4) где 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼) , 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼𝐼) – суммарное число прерываний электроснабжения утверждена потребителей фидера; Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

𝑘𝑆(𝐼) , 𝑘𝑆(𝐼𝐼) – отношение мощности потребителей региона к суммарной установленной мощности фидера; 𝑘𝐿(𝐼) , 𝑘𝐿(𝐼𝐼) – отношение длин регионов к суммарной длине фидера; C(I), C(II) – количество потребителей в первом и во втором регионах (регионов может быть больше). Найдем точки оптимальной установки реклоузеров в выбранных ранее фидерах Гурьевского РЭС, а именно ВЛ 15-46, ВЛ 15-47, ВЛ 15-51, ВЛ 15-53, ВЛ 15-142, ВЛ 15-143, ВЛ 15-145, ВЛ 15-146, ВЛ 15-261, ВЛ 15-262. 4.1. Выбор оптимального места установки реклоузера на фидере ВЛ 15-46. Исходные данные фидера 15-46 представлены в таблице 4.1.1. Комбинации и варианты компоновки регионов фидера в таблице 4.1.2. Таблица 4.1.1 – Исходные данные фидера 15-46 Число Суммарная установленная Длина, км потребителей, Кз трансформаторная мощность, МВА шт. ТП 37,074 32 4169 0,157 Таблица 4.1.2 – Комбинации ТП и варианты компоновки регионов фидера 15-46 № Количество Количество варианта ТП на I ТП на II 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼) 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼𝐼) установки участке участке 1 3 29 3 29 2 5 27 5 27 3 7 25 7 25 4 8 24 8 24 5 10 22 10 22 6 12 20 12 20 7 13 19 13 19 8 14 18 14 18 9 15 17 15 17 10 16 16 16 16 11 17 15 17 15 12 18 14 18 14 13 19 13 19 13 14 20 12 20 12 15 21 11 21 11 16 23 9 23 9 17 24 8 24 8 Продолжение таблицы 4.1.2 18 25 7 25 7 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

19 29 3 29 3 20 30 2 30 2 21 31 1 31 1 Расчет коэффициентов 𝑘𝑆(𝐼) , 𝑘𝑆(𝐼𝐼) и индекса SAIFIS, учитывающего только коэффициент отношения мощностей представлен в таблице 4.1.3. Таблица 4.1.3 – Коэффициенты 𝑘𝑆(𝐼) , 𝑘𝑆(𝐼𝐼) и индекс SAIFIS 𝑘𝑆(𝐼) 𝑘𝑆(𝐼𝐼) SAIFIS 0,122331494 0,877668506 23,10063115 0,220676421 0,779323579 17,92636873 0,28064284 0,71935716 14,47967888 0,323818662 0,676181338 12,81890142 0,347805229 0,652194771 10,95133725 0,393379707 0,606620293 9,352962341 0,417366275 0,582633725 8,777052351 0,429359559 0,570640441 8,407561765 0,441352842 0,558647158 8,148544315 0,450947469 0,549052531 8 0,460542096 0,539457904 7,952334193 0,498920604 0,501079396 8,120682418 0,514032142 0,485967858 8,365442852 0,521228112 0,478771888 8,669824898 0,54521468 0,45478532 9,233396798 0,569201247 0,430798753 10,50006746 0,593187815 0,406812185 11,49100504 0,631566323 0,368433677 12,89944381 0,922523387 0,077476613 24,26685806 0,946509954 0,053490046 26,62727872 0,984888462 0,015111538 29,57790387 Расчет коэффициентов 𝑘𝐿(𝐼) , 𝑘𝐿(𝐼𝐼) и индекса SAIFI, учитывающего оба коэффициента представлен в таблице 4.1.4. Графически результаты расчетов представлены на рисунках 4.4, 4.5. Таблица 4.1.4 – Коэффициенты 𝑘𝐿(𝐼) , 𝑘𝐿(𝐼𝐼) и индекс SAIFI 𝑘𝐿(𝐼) 𝑘𝐿(𝐼𝐼) SAIFI 0,064028579 0,935971421 20,47127 0,112668315 0,887331685 14,96623 0,158560044 0,841439956 11,50855 0,186589722 0,813410278 8,035552 0,358889805 0,641110195 6,423616 Продолжение таблицы 4.1.4. 0,392003298 0,607996702 5,270674 0,397774114 0,602225886 4,674245 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

0,434597417 0,460153888 0,479389942 0,48213795 0,489832372 0,551112943 0,586562242 0,630255565 0,705276175 0,727809838 0,772877164 0,887881286 0,909590547 0,949436658 0,976916735 0,565402583 0,539846112 0,520610058 0,51786205 0,510167628 0,448887057 0,413437758 0,369744435 0,294723825 0,272190162 0,227122836 0,112118714 0,090409453 0,050563342 0,023083265 4,329213 4,114297 4,014019 3,972444 4,161671 4,462526 4,902941 5,806086 7,145218 8,437096 11,01552 22,05505 25,2749 28,8947 35 30 SAIFIs, о.е. 25 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 № варианта размещения Рисунок 4.4 – Значение индекса SAIFIS в зависимости от варианта размещения реклоузера на фидере 15-46 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

35 30 SAIFI, о.е 25 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 № варианта размещения Рисунок 4.5 – Значение индекса SAIFI в зависимости от варианта размещения реклоузера на фидере 15-46 Согласно полученным расчетам, наиболее оптимальным местом установки реклоузера на фидере 15-46 является опора №105. 4.2. Выбор оптимального места установки реклоузера на фидере ВЛ 15-47. Исходные данные фидера 15-47 представлены в таблице 4.2.1. Комбинации и варианты компоновки регионов фидера представлены в таблице 4.2.2. Таблица 4.2.1 – Исходные данные фидера 15-47 Длина, км Число Суммарная установленная Кз потребителей, трансформаторная мощность, МВА шт. ТП 21,097 48 10893 0,183 Таблица 4.2.2 – Комбинации ТП и варианты компоновки регионов фидера 15-47 № Количество Количество варианта ТП на I ТП на II 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼) 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼𝐼) установки участке участке 1 2 46 2 46 2 4 44 4 44 3 5 43 5 43 4 11 37 11 37 5 12 36 12 36 6 13 35 13 35 7 16 32 16 32 8 25 23 25 23 9 26 22 26 22 10 27 21 27 21 Продолжение таблицы 4.2.2. Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 28 29 30 31 32 33 34 36 41 44 45 46 47 20 19 18 17 16 15 14 12 7 4 3 2 1 28 29 30 31 32 33 34 36 41 44 45 46 47 20 19 18 17 16 15 14 12 7 4 3 2 1 Расчет коэффициентов 𝑘𝑆(𝐼) , 𝑘𝑆(𝐼𝐼) и индекса SAIFIS, учитывающего только коэффициент отношения мощностей представлен в таблице 4.2.3. Таблица 4.2.3 – Коэффициенты 𝑘𝑆(𝐼) , 𝑘𝑆(𝐼𝐼) и индекс SAIFIS 𝑘𝑆(𝐼) 0,046541934 0,07074374 0,085637159 0,144093829 0,218560923 0,233454342 0,254863632 0,48291911 0,4899004 0,504793819 0,507586335 0,512240529 0,549474076 0,558782463 0,56809085 0,626733687 0,641627106 0,737503491 0,867820907 0,91529368 0,930187099 0,953458066 0,962766453 𝑘𝑆(𝐼𝐼) 0,953458066 0,92925626 0,914362841 0,855906171 0,781439077 0,766545658 0,745136368 0,51708089 0,5100996 0,495206181 0,492413665 0,487759471 0,450525924 0,441217537 0,43190915 0,373266313 0,358372894 0,262496509 0,132179093 0,08470632 0,069812901 0,046541934 0,037233547 SAIFIS 42,03548822 37,50358373 35,26662129 24,77439379 21,75453784 20,3848378 17,25551522 11,98667155 12,04293493 12,21626292 12,39402402 12,64323862 13,34368891 13,84378782 14,42278693 15,96870637 16,91587545 20,70008378 30,52674416 36,94508052 39,25535814 42,03548822 44,30809015 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Расчет коэффициентов 𝑘𝐿(𝐼) , 𝑘𝐿(𝐼𝐼) и индекса SAIFI, учитывающего оба коэффициента представлен в таблице 4.2.4. Графически результаты расчетов представлены на рисунках 4.4, 4.5. Таблица 4.2.4 – Коэффициенты 𝑘𝐿(𝐼) , 𝑘𝐿(𝐼𝐼) и индекс SAIFI 𝑘𝐿(𝐼) 𝑘𝐿(𝐼𝐼) SAIFI 0,055124892 0,944875108 38,71661 0,121751026 0,878248974 35,11923 0,129350965 0,870649035 29,36233 0,238030096 0,761969904 21,23213 0,258853929 0,741146071 19,52396 0,28378173 0,71621827 16,89118 0,349394538 0,650605462 11,363 0,499164007 0,500835993 8,407793 0,55211025 0,44788975 8,277073 0,567310128 0,432689872 8,29537 0,586563307 0,413436693 8,307604 0,601763186 0,398236814 8,477601 0,658002736 0,341997264 9,114646 0,665602675 0,334397325 9,551259 0,683335867 0,316664133 10,04777 0,694735775 0,305264225 11,41805 0,706135684 0,293864316 12,24113 0,717535593 0,282464407 16,59211 0,803668237 0,196331763 26,20276 0,857374474 0,142625526 32,90391 0,890307544 0,109692456 35,9971 0,916907331 0,083092669 40,69263 0,968080255 0,031919745 43,46588 0,981000152 0,018999848 50 45 40 SAIFIs, о.е. 35 30 25 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 № варианта размещения Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Рисунок 4.6 – Значение индекса SAIFIS в зависимости от варианта размещения реклоузера на фидере 15-47 50 45 40 SAIFI, о.е. 35 30 25 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 № варианта размещения Рисунок 4.7 – Значение индекса SAIFI в зависимости от варианта размещения реклоузера на фидере 15-47 Согласно полученным расчетам, наиболее оптимальным местом установки реклоузера на фидере 15-47 является опора №33 – 43 (№ опоры следует уточнить при проектировании). 4.3. Выбор оптимального места установки реклоузера на фидере ВЛ 15-51. Исходные данные фидера 15-51 представлены в таблице 4.3.1. Комбинации и варианты компоновки регионов фидера в таблице 4.3.2. Таблица 4.3.1 – Исходные данные фидера 15-51 Число Суммарная установленная Длина, км потребителей, Кз трансформаторная мощность, кВА шт. ТП 32,477 24 3061 0,183 Таблица 4.3.2 – Комбинации ТП и варианты компоновки регионов фидера 15-51 № Количество Количество 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼) 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼𝐼) варианта ТП на I ТП на II установки участке участке 1 1 22 1 22 2 2 21 2 21 3 3 20 3 20 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

4 4 19 4 19 5 5 18 5 18 6 6 17 6 17 7 10 13 10 13 8 11 12 11 12 9 13 10 13 10 10 14 9 14 9 11 18 5 18 5 12 19 4 19 4 13 20 3 20 3 14 21 2 21 2 15 22 1 22 1 Расчет коэффициентов 𝑘𝐿(𝐼) , 𝑘𝐿(𝐼𝐼) и индекса SAIFI, учитывающего оба коэффициента представлен в таблице 4.3.3. Графически результаты расчетов представлены на рисунке 4.8. Таблица 4.3.3 – Коэффициенты 𝑘𝐿(𝐼) , 𝑘𝐿(𝐼𝐼) и индекс SAIFI 𝑘𝐿(𝐼) 0,037666 0,054407 0,121369 0,17159 0,238552 0,246923 0,272033 0,276219 0,33481 0,359921 0,376662 𝑘𝐿(𝐼𝐼) 0,96258 0,945839 0,878877 0,828656 0,761694 0,753323 0,728213 0,724028 0,665436 0,640325 0,623584 SAIFI 19,54976 16,25278 13,39083 10,78096 9,213749 7,893173 4,142334 3,383423 2,702932 2,677533 4,011897 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Продолжение таблицы 4.3.3 0,418513 0,560807 0,619399 0,698917 0,945839 0,581733 0,439439 0,380847 0,301329 0,054407 7,635514 9,691331 12,34201 18,77098 6 9 25 SAIFI, о.е. 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 7 8 10 11 12 13 14 15 № варианта размещения Рисунок 4.8 – Значение индекса SAIFI в зависимости от варианта размещения реклоузера на фидере 15-51 Согласно полученным расчетам, наиболее оптимальным местом установки реклоузера на фидере 15-51 является опора №88-89 (ТП 51-20) (№ опоры следует уточнить при проектировании). 4.4. Выбор оптимального места установки реклоузера на фидере ВЛ 15-53. Исходные данные фидера 15-53 представлены в таблице 4.4.1. Комбинации и варианты компоновки регионов фидера в таблице 4.4.2. Таблица 4.4.1 – Исходные данные фидера 15-53 Число Суммарная установленная Длина, км потребителей, Кз трансформаторная мощность, кВА шт. ТП 36,069 24 3030 0,39 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Таблица 4.4.2 – Комбинации ТП и варианты компоновки регионов фидера 15-53 № Количество Количество 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼) 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼𝐼) варианта ТП на I ТП на II установки участке участке 1 1 23 1 23 2 3 21 3 21 3 4 20 4 20 4 11 13 11 13 5 12 12 12 12 6 13 11 13 11 7 15 9 15 9 8 16 8 16 8 9 17 7 17 7 10 18 6 18 6 11 21 3 21 3 12 22 2 22 2 13 23 1 23 1 Расчет коэффициентов 𝑘𝑆(𝐼) , 𝑘𝑆(𝐼𝐼) и индекса SAIFIS, учитывающего только коэффициент отношения мощностей представлен в таблице 4.4.3. Таблица 4.4.3 – Коэффициенты 𝑘𝑆(𝐼) , 𝑘𝑆(𝐼𝐼) и индекс SAIFIS 𝑘𝑆(𝐼) 𝑘𝑆(𝐼𝐼) SAIFIS 0,007691124 0,992308876 21,87246193 0,038609445 0,961390555 17,68003 0,069373942 0,930626058 15,55668359 0,472388863 0,527611137 6,09688894 0,52161206 0,47838794 6 0,570835256 0,429164744 6,183337179 0,678510998 0,321489002 7,44606599 0,727734195 0,272265805 8,488540225 0,758498693 0,241501307 9,626653592 0,766189817 0,233810183 10,6942778 0,85848331 0,14151669 15,82769958 0,873865559 0,126134441 17,64397785 0,923088756 0,076911244 20,34961929 Расчет коэффициентов 𝑘𝐿(𝐼) , 𝑘𝐿(𝐼𝐼) и индекса SAIFI, учитывающего оба коэффициента представлен в таблице 4.4.4. Графически результаты расчетов представлены на рисунках 4.9, 4.10. Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Таблица 4.4.4 – Коэффициенты 𝑘𝐿(𝐼) , 𝑘𝐿(𝐼𝐼) и индекс SAIFI 𝑘𝐿(𝐼) 𝑘𝐿(𝐼𝐼) SAIFI 0,051025513 0,948974487 19,44315484 0,111055528 0,888944472 14,38080952 0,186093047 0,813906953 4,780657108 0,693846923 0,306153077 2,769908986 0,708854427 0,291145573 3,061171102 0,735867934 0,264132066 3,546133713 0,744872436 0,255127564 5,109999479 0,762881441 0,237118559 6,622021979 0,837918959 0,162081041 7,862796108 0,852926463 0,147073537 9,113827449 0,876938469 0,123061531 14,02866445 0,888944472 0,111055528 15,82666013 0,897948974 0,102051026 19,73581305 0,969984992 0,030015008 25 SAIFIs, о.е. 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 № варианта размещения Рисунок 4.9 – Значение индекса SAIFIS в зависимости от варианта размещения реклоузера на фидере 15-53 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

25 SAIFI, о.е. 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 № варианта размещения Рисунок 4.10 – Значение индекса SAIFI в зависимости от варианта размещения реклоузера на фидере 15-53 Согласно полученным расчетам, наиболее оптимальным установки реклоузера на фидере 15-53 является опора №78. местом 4.5. Выбор оптимального места установки реклоузера на фидере ВЛ 15-142. Исходные данные фидера 15-142 представлены в таблице 4.5.1. Комбинации и варианты компоновки регионов фидера в таблице 4.5.2. Таблица 4.5.1 – Исходные данные фидера 15-142 Число Суммарная установленная Длина, км потребителей, Кз трансформаторная мощность, кВА шт. ТП 29,229 25 3447 0,3 Таблица 4.5.2 – Комбинации ТП и варианты компоновки регионов фидера 15-142 № Количество Количество 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼) 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼𝐼) варианта ТП на I ТП на II установки участке участке 1 1 24 1 24 2 2 23 2 23 3 3 22 3 22 4 4 21 4 21 5 5 20 5 20 6 6 19 6 19 7 7 18 7 18 8 8 17 8 17 9 9 16 9 16 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Продолжение таблицы 4.5.2. 10 10 15 10 15 11 11 14 11 14 12 12 13 12 13 13 18 7 18 7 14 19 6 19 6 15 20 5 20 5 16 21 4 21 4 17 22 3 22 3 18 23 2 23 2 19 24 1 24 1 Расчет коэффициентов 𝑘𝑆(𝐼) , 𝑘𝑆(𝐼𝐼) и индекса SAIFIS, учитывающего только коэффициент отношения мощностей представлен в таблице 4.5.3. Таблица 4.5.3 – Коэффициенты 𝑘𝑆(𝐼) , 𝑘𝑆(𝐼𝐼) и индекс SAIFIS 𝑘𝑆(𝐼) 0,072526835 0,079779518 0,152306353 0,170583116 0,21700029 0,289527125 0,307803887 0,336814621 0,365825355 0,394836089 0,413112852 0,421816072 0,80475776 0,810559907 0,822164201 0,822164201 0,836669568 0,85494633 0,927473165 𝑘𝑆(𝐼𝐼) 0,927473165 0,920220482 0,847693647 0,829416884 0,78299971 0,710472875 0,692196113 0,663185379 0,634174645 0,605163911 0,586887148 0,578183928 0,19524224 0,189440093 0,177835799 0,177835799 0,163330432 0,14505367 0,072526835 SAIFIS 21,3718828 19,48463011 16,46617929 14,74008703 12,74499565 10,67614737 9,574157238 8,528668407 7,679222512 7,025819553 6,600661445 6,338183928 10,81233536 11,97727879 13,33246301 14,61679141 16,25672179 18,11387293 21,3718828 Расчет коэффициентов 𝑘𝐿(𝐼) , 𝑘𝐿(𝐼𝐼) и индекса SAIFI, учитывающего оба коэффициента представлен в таблице 4.5.4. Графически результаты расчетов представлены на рисунках 4.11, 4.12. Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Таблица 4.5.4 – Коэффициенты 𝑘𝐿(𝐼) , 𝑘𝐿(𝐼𝐼) и индекс SAIFI 𝑘𝐿(𝐼) 𝑘𝐿(𝐼𝐼) SAIFI 0,066866695 0,933133305 19,44575972 0,090012859 0,909987141 17,62020643 0,095156451 0,904843549 14,72872384 0,102871839 0,897128161 12,98764786 0,113159023 0,886840977 10,81828151 0,138876982 0,861123018 8,512671936 0,177453922 0,822546078 7,321020059 0,197171024 0,802828976 5,869863453 0,26403772 0,73596228 5,010341166 0,279468495 0,720531505 4,269594401 0,30432919 0,69567081 3,709046407 0,342906129 0,657093871 2,897470575 0,683669096 0,316330904 7,40652126 0,699099871 0,300900129 9,058487067 0,768538363 0,231461637 11,11883396 0,843120446 0,156879554 12,31962322 0,848264038 0,151735962 14,78670068 0,912558937 0,087441063 16,74315586 0,925417917 0,074582083 20,32494692 25 SAIFIs, о.е. 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 № варианта размещения Рисунок 4.11 – Значение индекса SAIFIS в зависимости от варианта размещения реклоузера на фидере 15-142 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

25 SAIFI, о.е. 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 № варианта размещения Рисунок 4.12 – Значение индекса SAIFI в зависимости от варианта размещения реклоузера на фидере 15-142 Согласно полученным расчетам, наиболее оптимальным местом установки реклоузера на фидере 15-142 является опора №120-121 (№ опоры уточнить при проектировании). 4.6. Выбор оптимального места установки реклоузера на фидере ВЛ 15-145. Исходные данные фидера 15-145 представлены в таблице 4.6.1. Комбинации и варианты компоновки регионов фидера в таблице 4.6.2. Таблица 4.6.1 – Исходные данные фидера 15-145 Число Суммарная установленная Длина, км потребителей, Кз трансформаторная мощность, кВА шт. ТП 24,05 24 3093 0,125 Таблица 4.6.2 – Комбинации ТП и варианты компоновки регионов фидера 15-145 № Количество Количество 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼) 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼𝐼) варианта ТП на I ТП на II установки участке участке 1 2 22 2 22 2 4 20 4 20 3 6 18 6 18 4 7 17 7 17 5 8 16 8 16 6 9 15 9 15 7 10 14 10 14 8 13 11 13 11 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Продолжение таблицы 4.6.2. 9 14 10 14 10 10 17 7 17 7 11 18 6 18 6 12 19 5 19 5 13 23 1 23 1 Расчет коэффициентов 𝑘𝑆(𝐼) , 𝑘𝑆(𝐼𝐼) и индекса SAIFIS, учитывающего только коэффициент отношения мощностей представлен в таблице 4.6.3. Таблица 4.6.3 – Коэффициенты 𝑘𝑆(𝐼) , 𝑘𝑆(𝐼𝐼) и индекс SAIFIS 𝑘𝑆(𝐼) 𝑘𝑆(𝐼𝐼) SAIFIS 0,042030391 0,957969609 19,32605884 0,090526996 0,909473004 15,21823472 0,193986421 0,806013579 11,17216295 0,274814096 0,725185904 9,293525703 0,326543809 0,673456191 8,054316198 0,407371484 0,592628516 6,930771096 0,459101196 0,540898804 6,330261882 0,507597801 0,492402199 6,05686227 0,523763337 0,476236663 6,261720013 0,659553831 0,340446169 8,637204979 0,679922405 0,320077595 9,659068865 0,760750081 0,239249919 11,6921678 0,870675719 0,129324281 19,19653249 Расчет коэффициентов 𝑘𝐿(𝐼) , 𝑘𝐿(𝐼𝐼) и индекса SAIFI, учитывающего оба коэффициента представлен в таблице 4.6.4. Графически результаты расчетов представлены на рисунках 4.13, 4.14. Таблица 4.6.4 – Коэффициенты 𝑘𝐿(𝐼) , 𝑘𝐿(𝐼𝐼) и индекс SAIFI 𝑘𝐿(𝐼) 𝑘𝐿(𝐼𝐼) SAIFI 0,16086826 0,83913174 13,45775 0,303504783 0,696495217 10,19359 0,328814723 0,671185277 6,999184 0,366565141 0,633434859 5,505754 0,394877955 0,605122045 4,609526 0,407747415 0,592252585 3,613446 0,464587534 0,535412466 3,033899 0,552400154 0,447599846 3,094073 0,560121831 0,439878169 3,463495 0,645060272 0,354939728 5,425821 0,652781948 0,347218052 8,417697 0,912487667 0,087512333 11,44295 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

25 SAIFIs, о.е. 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 № варианта размещения 11 12 13 Рисунок 4.13 – Значение индекса SAIFIS в зависимости от варианта размещения реклоузера на фидере 15-145 16 14 SAIFI, о.е. 12 10 8 6 4 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 № варианта размещения Рисунок 4.14 – Значение индекса SAIFI в зависимости от варианта размещения реклоузера на фидере 15-145 Согласно полученным расчетам, наиболее оптимальным местом установки реклоузера на фидере 15-145 является опора №123-125 (№ опоры уточнить при проектировании). 4.7. Выбор оптимального места установки реклоузера на фидере ВЛ 15-261. Исходные данные фидера 15-261 представлены в таблице 4.7.1. Комбинации и варианты компоновки регионов фидера в таблице 4.7.2. Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Таблица 4.7.1 – Исходные данные фидера 15-261 Длина, км Число Суммарная установленная Кз потребителей, трансформаторная мощность, кВА шт. ТП 8,823 20 6320 0,284 Таблица 4.7.2 – Комбинации ТП и варианты компоновки регионов фидера 15-261 № Количество Количество 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼) 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼𝐼) варианта ТП на I ТП на II установки участке участке 1 2 18 2 18 2 4 16 4 16 3 5 15 5 15 4 6 14 6 14 5 7 13 7 13 6 9 11 9 11 7 12 8 12 8 8 13 7 13 7 9 16 4 16 4 10 17 3 17 3 11 18 2 18 2 Расчет коэффициентов 𝑘𝑆(𝐼) , 𝑘𝑆(𝐼𝐼) и индекса SAIFIS, учитывающего только коэффициент отношения мощностей представлен в таблице 4.7.3. Таблица 4.7.3 – Коэффициенты 𝑘𝑆(𝐼) , 𝑘𝑆(𝐼𝐼) и индекс SAIFIS 𝑘𝑆(𝐼) 𝑘𝑆(𝐼𝐼) SAIFIS 0,118670886 0,881329114 14,30126582 0,19778481 0,80221519 10,42658228 0,213607595 0,786392405 9,113924051 0,412974684 0,587025316 6,496202532 0,452531646 0,547468354 5,734810127 0,579113924 0,420886076 4,891772152 0,723101266 0,276898734 6,092405063 0,738924051 0,261075949 6,883544304 0,857594937 0,142405063 11,09113924 0,897151899 0,102848101 13,01012658 0,936708861 0,063291139 15,18734177 Расчет коэффициентов 𝑘𝐿(𝐼) , 𝑘𝐿(𝐼𝐼) и индекса SAIFI, учитывающего оба коэффициента представлен в таблице 4.7.4. Графически результаты расчетов представлены на рисунках 4.15, 4.16. Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Таблица 4.7.4 – Коэффициенты 𝑘𝐿(𝐼) , 𝑘𝐿(𝐼𝐼) и индекс SAIFI 𝑘𝐿(𝐼) 0,08700495 0,166212871 0,174257426 0,229950495 0,315965347 0,34009901 0,626113861 0,665841584 0,868193069 0,918316832 0,967821782 𝑘𝐿(𝐼𝐼) 0,91299505 0,833787129 0,825742574 0,770049505 0,684034653 0,65990099 0,373886139 0,334158416 0,131806931 0,081683168 0,032178218 SAIFI 11,90837 8,50659 6,873961 4,170022 3,429842 2,420544 3,76268 5,505226 10,08987 12,54818 15,17468 16 14 SAIFIs, о.е. 12 10 8 6 4 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 № варианта размещения Рисунок 4.15 – Значение индекса SAIFIS в зависимости от варианта размещения реклоузера на фидере 15-261 16 14 SAIFI, о.е. 12 10 8 6 4 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 № варианта размещения Рисунок 4.16 – Значение индекса SAIFI в зависимости от варианта размещения реклоузера на фидере 15-261 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Согласно полученным расчетам, наиболее оптимальным местом установки реклоузера на фидере 15-261 является опора №29-31 (№ опоры уточнить при проектировании). 4.8. Выбор оптимального места установки реклоузера на фидере ВЛ 15-262. Исходные данные фидера 15-262 представлены в таблице 4.8.1. Комбинации и варианты компоновки регионов фидера в таблице 4.8.2. Таблица 4.8.1 – Исходные данные фидера 15-262 Число Суммарная установленная Длина, км потребителей, Кз трансформаторная мощность, кВА шт. ТП 12,782 22 3996 0,177 Таблица 4.8.2 – Комбинации ТП и варианты компоновки регионов фидера 15-262 № Количество Количество 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼) 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼𝐼) варианта ТП на I ТП на II установки участке участке 1 5 17 5 17 2 6 16 6 16 3 7 15 7 15 4 8 14 8 14 5 9 13 9 13 6 19 3 19 3 7 20 2 20 2 8 21 1 21 1 Расчет коэффициентов 𝑘𝑆(𝐼) , 𝑘𝑆(𝐼𝐼) и индекса SAIFIS, учитывающего только коэффициент отношения мощностей представлен в таблице 4.8.3. Таблица 4.8.3 – Коэффициенты 𝑘𝑆(𝐼) , 𝑘𝑆(𝐼𝐼) и индекс SAIFIS 𝑘𝑆(𝐼) 𝑘𝑆(𝐼𝐼) SAIFIS 0,190569265 0,809430735 10,84953246 0,215001222 0,784998778 9,48635142 0,254092353 0,745907647 8,194533905 0,315172245 0,684827755 7,018057437 0,354263376 0,645736624 6,264764676 0,789152211 0,210847789 13,03552629 0,886880039 0,113119961 16,14565889 0,984607867 0,015392133 19,73761189 Расчет коэффициентов 𝑘𝐿(𝐼) , 𝑘𝐿(𝐼𝐼) и индекса SAIFI, учитывающего оба коэффициента представлен в таблице 4.8.4. Графически результаты расчетов представлены на рисунках 4.17, 4.18. Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Таблица 4.8.4 – Коэффициенты 𝑘𝐿(𝐼) , 𝑘𝐿(𝐼𝐼) и индекс SAIFI 𝑘𝐿(𝐼) 0,256707403 0,385939036 0,425270403 0,489605282 0,492414665 0,859530833 0,877791825 0,950835792 0,978227279 𝑘𝐿(𝐼𝐼) 0,743292597 0,614060964 0,574729597 0,510394718 0,507585335 0,140469167 0,122208175 0,049164208 0,021772721 SAIFI 6,612873 5,399504 4,170681 3,548354 1,817902 11,3773 15,33333 19,3072 25 SAIFIs, о.е. 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 № варианта размещения Рисунок 4.17 – Значение индекса SAIFIS в зависимости от варианта размещения реклоузера на фидере 15-262 25 SAIFI, о.е. 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 № варианта размещения Рисунок 4.18 – Значение индекса SAIFI в зависимости от варианта размещения реклоузера на фидере 15-262 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Согласно полученным расчетам, наиболее оптимальным местом установки реклоузера на фидере 15-262 является опора №78 (установка реклоузера вместо ДР 1/262), также рекомендуется установка второго реклоузера на отпайке от опоры №85 (№ опоры уточнить при проектировании). 4.9. Выбор оптимального места установки реклоузера на связке фидеров ВЛ 15-46, ВЛ 15-143, ВЛ 15-146. Связку фидеров ВЛ 15-46, ВЛ 15-143, ВЛ 15-146 необходимо проанализировать комплексно, пересмотрев ранее полученный результат расчета для фидера ВЛ 15-46. Исходные данные фидеров представлены в таблице 4.9.1. Комбинации и варианты компоновки регионов фидера в таблице 4.9.2. Таблица 4.9.1 – Исходные данные фидеров 15-46, 15-143, 15-146 Число Суммарная установленная Длина, км потребителей, Кз трансформаторная мощность, кВА шт. ТП ВЛ 15-46 37,074 32 4169 0,157 ВЛ 15-143 18,864 11 3813 0,2 ВЛ 15-146 20,743 23 4313 0,193 Таблица 4.9.2 – Комбинации ТП и варианты компоновки регионов связки фидеров № Количество Количество 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼) 𝜆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(𝐼𝐼) варианта ТП на I ТП на II установки участке участке 1 1 35 1 35 2 2 34 2 34 3 3 33 3 33 4 4 32 4 32 5 5 31 5 31 6 6 30 6 30 7 7 29 7 29 8 8 28 8 28 9 9 27 9 27 10 10 26 10 26 11 11 25 11 25 12 12 24 12 24 13 13 23 13 23 14 14 22 14 22 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Продолжение таблицы 4.9.2. 15 15 16 16 17 17 18 18 19 19 20 20 21 22 22 25 23 26 24 27 25 28 26 30 27 32 28 35 21 20 19 18 17 16 14 11 10 9 8 6 4 1 15 16 17 18 19 20 22 25 26 27 28 30 32 35 21 20 19 18 17 16 14 11 10 9 8 6 4 1 Расчет коэффициентов 𝑘𝑆(𝐼) , 𝑘𝑆(𝐼𝐼) и индекса SAIFIS, учитывающего только коэффициент отношения мощностей представлен в таблице 4.9.3. Таблица 4.9.3 – Коэффициенты 𝑘𝑆(𝐼) , 𝑘𝑆(𝐼𝐼) и индекс SAIFIS 𝑘𝑆(𝐼) 0,012044492 0,042155723 0,061426911 0,213187515 0,232458702 0,240046733 0,391807336 0,411078524 0,41710077 0,429145263 0,535136795 0,553733492 0,582790829 0,611848167 0,658339908 0,704831648 0,723428344 0,735051279 0,746674215 0,775731552 0,800139716 𝑘𝑆(𝐼𝐼) 0,987955508 0,957844277 0,938573089 0,786812485 0,767541298 0,759953267 0,608192664 0,588921476 0,58289923 0,570854737 0,464863205 0,446266508 0,417209171 0,388151833 0,341660092 0,295168352 0,276571656 0,264948721 0,253325785 0,224268448 0,199860284 SAIFIS 33,61826504 30,76212797 28,40719267 22,47519403 20,65051818 19,23887842 14,74134971 13,5562073 12,74218614 11,91145358 9,869195977 9,355198102 8,866536151 8,549659107 8,299960554 8,291784519 8,580921089 9 9,521126207 10,21403732 11,84556217 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Продолжение таблицы 4.9.3 0,832683934 0,167316066 15,01868619 0,84430687 0,15569313 16,28668769 0,862903566 0,137096434 17,78226418 0,88937736 0,11062264 19,56532498 0,936651992 0,063348008 23,47964782 0,990545074 0,009454926 28,1797065 Расчет коэффициентов 𝑘𝐿(𝐼) , 𝑘𝐿(𝐼𝐼) и индекса SAIFI, учитывающего оба коэффициента представлен в таблице 4.9.4. Графически результаты расчетов представлены на рисунках 4.19, 4.20. Таблица 4.9.4 – Коэффициенты 𝑘𝐿(𝐼) , 𝑘𝐿(𝐼𝐼) и индекс SAIFI 𝑘𝐿(𝐼) 0,063316583 0,075502513 0,106909548 0,331457286 0,333467337 0,342638191 0,411557789 0,420351759 0,43718593 0,467839196 0,471356784 0,5 0,508040201 0,52361809 0,526130653 0,528643216 0,531155779 0,544723618 0,54798995 0,560552764 0,562060302 0,61281407 0,664321608 0,671859296 0,829396985 0,855025126 0,896984925 0,941457286 𝑘𝐿(𝐼𝐼) 0,936683417 0,924497487 0,893090452 0,668542714 0,666532663 0,657361809 0,588442211 0,579648241 0,56281407 0,532160804 0,528643216 0,5 0,491959799 0,47638191 0,473869347 0,471356784 0,468844221 0,455276382 0,45201005 0,439447236 0,437939698 0,38718593 0,335678392 0,328140704 0,170603015 0,144974874 0,103015075 0,058542714 SAIFI 31,07972 27,46968 18,98625 14,94889 13,52406 11,27851 8,459846 7,537814 6,720528 6,22862 4,934598 4,637998 4,35309 4,225513 4,147955 4,199869 4,426157 4,703042 5,090808 5,542958 7,013615 9,792419 10,79371 14,54534 16,5892 21,01059 26,52628 34,02778 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

40 35 SAIFIs, о.е. 30 25 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516171819202122232425262728 № варианта размещения Рисунок 4.19 – Значение индекса SAIFIS в зависимости от варианта размещения реклоузера на связке фидеров 40 35 SAIFI, о.е 30 25 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516171819202122232425262728 № варианта размещения Рисунок 4.20 – Значение индекса SAIFI в зависимости от варианта размещения реклоузера на связке фидеров Согласно полученным расчетам, наиболее оптимальным местом установки реклоузера на связке фидеров ВЛ 15-143 и ВЛ 15-146 является опора №119 ВЛ 15-143 (№ опоры уточнить при проектировании) (возможна установка реклоузера вместо ДВН 1/143), второй реклоузер необходимо установить на фидере ВЛ 15-46 на опоре № 105. Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

5 АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ АВТОМАТИЗИРУЕМЫХ РЕКЛОУЗЕРАМИ ФИДЕРОВ КЛАССА НАПРЯЖЕНИЯ 15 КВ Режимы работы автоматизируемых реклоузерами фидеров смоделированы и просчитаны в программе RastrWin3. В программной среде созданы математические модели каждого из выбранных ранее для автоматизации фидеров и просчитаны нормальный режим и, как правило, два (реже – три) утяжеленных режима (в зависимости от количества установленных на фидере реклоузеров). С помощью макроса получено графическое представление отклонения напряжения от номинального значения по узлам в нормальном и утяжеленном режимах, представленное на рисунках 5.1 – 5.14 [19,20,21]. Расчетные данные, отклонения напряжения и токовые нагрузки представлены в приложении. Нормальный режим соответствует схеме нормального режима линии, согласованной и утвержденной с Западными электрическими сетями и АО «Янтарьэнерго». Как правило, все рассматриваемые фидера построены по схеме с двумя центрами питания (ЦП), один из которых – в резерве. Утяжеленные режимы работы рассматриваются вкупе с локализацией аварийного участка сети реклоузером. Рассмотрим алгоритм работы коммутационного аппарата на примере фидера 15-53. Реклоузер делит линию на две зоны. При замыкании в первой зоне срабатывают выключатель на ЦП ПС О-24 и вакуумный выключатель реклоузера. Далее следует цикл АПВ, и, если замыкание оказывается устойчивым, первая зона локализуется. Электроснабжение второй зоны будет осуществляться от резервного источника (в данном случае от ПС В-5). При замыкании во второй зоне отключается реклоузер и выключатель на В-5. При устойчивом характере замыкания и выключатель реклоузера и выключатель на В-5 отключаются, локализуя вторую зону. ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Разраб. Беклемешев И.С. Провер. Елагин Н.Н. Руковод. Никишин А.Ю. Н. Контр. Лозовенко В.И. Зав.каф. Белей В.Ф. Подпись Дата Лит. Лист Листов 13 КГТУ 15–ЭЭм

dV% Изм. Лист 1 0,5 0 -0,5 -1 -1,5 -2 -2,5 -3 -3,5 -4 -4,5 -5 -5,5 -6 -6,5 -7 -7,5 -8 -8,5 -9 -9,5 -10 -10,5 -11 № докум. Подпись Дата ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ 43 опора ТП 47-24, ТП 47-15 ТП 47-39 ТП 47-30 ТП 47-3 ДР 6-47 30 опора ТП 47-22, ТП 47-27, 34,28 ТП 47-46 32 опора ТП 47-13 ТП 47-40 ТП 47-10 ТП 47-32 ТП 47-26 ТП 47-20 64 опора 67 опора ТП 47-25 ТП 47-8 80 опора ТП 47-23 ТП 47-17 В-21 ТП 47-44,36,9 В-1 ТП 47-24, ТП 47-15 ТП 47-39 ТП 47-30 ТП 47-3 ДР 6-47 ТП 47-33 ТП 47-42 ТП 47-46 32 опора 43 опора Отпайка с ТП 47-12,4 и др -5 Отпайка с ТП 47-12,4 и… 98 опора ТП 47-37 ТП 47-17 ТП 47-23 ТП 47-44,36,9 ТП 47-8 67 опора ТП 47-25 ТП 47-5 58 опора 56 опора 54 опора ТП 47-10 ТП 47-40 ТП 47-13 В-1 dV% Отклонение напряжения от номинального по узлам в % 0 -10 Рисунок 5.1 – Отклонения напряжения от номинального значения по узлам в % в нормальном режиме работы фидера 15-47 Отклонение напряжения от номинального по узлам в % Рисунок 5.2 – Отклонения напряжения от номинального значения по узлам в % в утяжеленных режимах работы фидера 15-47 Лист

dV% Изм. Лист -0,1 -0,2 № докум. Подпись Дата ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ 9 опора 57 опора ТП 51-23 59 опора 41 опора ТП 51-1 ТП 51-9 65 опора 66 опора ТП 51-11 134 опора 226 опора 80 опора ТП 51-10 98 опора -0,3 ТП 51-6 -0,2 В-17 Отпайка с ТП Отпайка с ТП ТП 51-18 ТП 51-22 ТП 51-6 102 опора 98 опора 100 опора, реклоузер ТП 51-10 ТП 51-7 80 опора 90 опора, реклоузер 226 опора В-4 134 опора ТП 51-20 86 опора, реклоузер ТП 51-11 ТП 51-2 66 опора 148 опора 65 опора ТП 51-19 ТП 51-9 29 опора ТП 51-1 167 опора 41 опора ТП 51-16 59 опора ТП 51-21 ТП 51-23 ТП 51-8 57 опора 13 опора 9 опора -0,1 Отпайка с ТП В-17 dV% Отклонение напряжения от номинального по узлам в % 0,1 0 -0,4 -0,5 -0,6 -0,7 Рисунок 5.3 – Отклонения напряжения от номинального значения по узлам в % в нормальном режиме работы фидера 15-51 Отклонение напряжения от номинального по узлам в % 0 -0,3 -0,4 -0,5 -0,6 -0,7 Рисунок 5.4 – Отклонения напряжения от номинального значения по узлам в % в утяжеленных режимах работы фидера 15-51 Лист

dV% Изм. Лист 0 -0,5 -1 -1,5 -2 -2,5 -3 -3,5 -4 -4,5 -5 -5,5 -6 -6,5 -7 -7,5 -8 № докум. Подпись Дата ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ 78 опора ТП 53-14 ТП 53-6 62 опора 64 опора ТП 53-4 157 опора 156 опора ОТПАЙКА НА ЗРЭС ТП 53-16 125 опора 117 опора 112 опора ТП 53-8, 53-9, 53-20 87 опора ТП 53-10 ПС 0-24 ОТПАЙКА НА ЗРЭС ТП 53-12 ТП 53-19 157 опора ПС В-5 156 опора ТП 53-8, 53-9, 53-20 ТП 53-16 132 опора 129 опора ТП 53-5 125 опора ТП 53-21 117 опора ТП 53-13 112 опора Реклоузер ТП 53-11, 53-15 87 опора ТП 53-10 81 опора 78 опора ТП 53-4 69 опора 64 опора ТП 53-3 62 опора ТП 53-1 ТП 53-6 37 опора ТП 53-14 17 опора -1 ПС 0-24 dV% Отклонение напряжения от номинального по узлам в % -4 -7 Рисунок 5.5 – Отклонения напряжения от номинального значения по узлам в % в нормальном режиме работы фидера 15-53 Отклонение напряжения от номинального по узлам в % Рисунок 5.6 – Отклонения напряжения от номинального значения по узлам в % в утяжеленных режимах работы фидера 15-53 Лист

Отклонение напряжения от номинального по узлам в % ТП 142-3 ТП 142-12 69 опора 71 опора ТП 142-6 ТП 142-18 ТП 142-16 ТП 142-17 37 опора ТП 142-1 ТП 142-10 103 опора ТП 142-5 ТП 142-7 ТП 142-9 ТП 142-15 244 опора ТП 142-4 120 опора 123 опора О-24 0 dV% -1 -2 -3 Рисунок 5.7 – Отклонения напряжения от номинального значения по узлам в % в нормальном режиме работы фидера 15-142 Отклонение напряжения от номинального по узлам в % ТП 142-3 120 опора ТП 142-12 69 опора 71 опора ТП 142-6 ТП 142-18 ТП 142-16 ТП 142-17 37 опора ТП 142-1 ТП 142-10 103 опора ТП 142-5 ТП 142-7 ТП 142-9 ТП 142-15 244 опора ТП 142-4 -0,5 123 опора О-24 0 dV% -1 -1,5 -2 -2,5 -3 -3,5 Рисунок 5.8 – Отклонения напряжения от номинального значения по узлам в % в утяжеленных режимах работы фидера 15-142 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

-0,02 -0,03 -0,01 -0,02 -0,03 Изм. Лист dV% ПС В-5 ТП 145-7 ТП 145-5 ТП 145-6 СТП ТП 145-3 ТП 145-8 ДР 1/145 ТП 145-4 ТП 145-1 ТП 145-13 95 опора ТП 145-12 107 опора 85 опора 104 опора ДР 2/145 123 опора ТП 145-17 И ТП 145-9 130 опора 81 опора ТП 145-10 133 опора 136 опора ДР 3/145 ТП 145-11 139 опора ТП 145-2 44 опора ТП 145-14 ТП 145-15 ТП 145-16 199 опора ТП 35-5 -0,01 ПС В-5 ТП 145-7 ТП 145-5 ТП 145-6 СТП ТП 145-3 ТП 145-8 ДР 1/145 ТП 145-4 ТП 145-13 95 опора ТП 145-12 107 опора 85 опора 104 опора ДР 2/145 ТП 145-17 И ТП 145-9 130 опора 81 опора ТП 145-10 133 опора 136 опора ДР 3/145 123 опора ТП 145-1 ТП 145-11 139 опора ТП 145-2 44 опора ТП 145-14 ТП 145-15 ТП 145-16 199 опора ТП 35-5 dV% Отклонение напряжения от номинального по узлам в % 0,03 0,02 0,01 0 Рисунок 5.9 – Отклонения напряжения от номинального значения по узлам в % в нормальном режиме работы фидера 15-145 Отклонение напряжения от номинального по узлам в % 0,03 0,02 0,01 0 Рисунок 5.10 – Отклонения напряжения от номинального значения по узлам в % в утяжеленных режимах работы фидера 15-145 Лист № докум. Подпись Дата ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ

Отклонение напряжения от номинального по узлам в % 0,01 dV% 1 опора 8 опора ТП 261-2,3 9 опора ТП 261-17 39 опора ТП 261-19 36 опора 50 опора 51 опора ТП 261-1 ТП 261-11,20 53 опора 25 опора 28 опора ТП 261-16 ТП 261-12 ТП 261-15 ТП 261-10 ТП 261-6,4,18,5 -0,03 ТП 261-13,14 -0,02 ТП 261-9,7,8 -0,01 В-1 0 -0,04 -0,05 -0,06 -0,07 -0,08 -0,09 -0,1 Рисунок 5.11 – Отклонения напряжения от номинального значения по узлам в % в нормальном режиме работы фидера 15-261 Отклонение напряжения от номинального по узлам в % 0,05 ТП 261-13,14 28 опора 1 опора 8 опора ТП 261-2,3 9 опора ТП 261-17 39 опора ТП 261-19 36 опора 50 опора 51 опора ТП 261-1 ТП 261-11,20 53 опора 25 опора ТП 261-16 ТП 261-12 ТП 261-15 ТП 261-6,4,18,5 ТП 261-10 ТП 261-9,7,8 dV% В-1 0 -0,05 -0,1 Рисунок 5.12 – Отклонения напряжения от номинального значения по узлам в % в утяжеленных режимах работы фидера 15-261 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

64 опора 65 опора 66 опора ДР 1/262 1 опора отпайки 90 опора ТП 262-11 96 опора ПС В-21 ТП 262-19 2 опора отпайки ПС В-19 ТП 262-17 3 опора отпайки 5 опора отпайки ТП 262-14 ТП 262-6 ПС В-59 0,01 0 -0,01 -0,02 -0,03 -0,04 -0,05 -0,06 -0,07 -0,08 -0,09 -0,1 -0,11 -0,12 -0,13 -0,14 -0,15 -0,16 -0,17 -0,18 -0,19 -0,2 ТП 262-1, 2, 3, 13, 20, 21 dV% Отклонение напряжения от номинального по узлам в % Рисунок 5.13 – Отклонения напряжения от номинального значения по узлам в % в нормальном режиме работы фидера 15-262 Отклонение напряжения от номинального по узлам в % 0,1 4 опора ТП 262-1, 2, 3, 13, 20, 21 ТП 262-18 65 опора ТП 262-10 ПС В-21 101 опора ДР 5/262 ТП 262-4 ТП 262-17 90 опора 12 опора отпайки 3 опора отпайки ТП 262-9 5 опора отпайки 1А опора отпайки -0,1 ТП 262-16 ТП 262-5,7 dV% ПС В-59 0 -0,2 -0,3 Рисунок 5.14 – Отклонения напряжения от номинального значения по узлам в % в утяжеленных режимах работы фидера 15-262 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Отклонение напряжения от номинального по узлам в % -0,5 О-24 ТП 46-21 В-19 ТП 46-38 ТП 46-20 ТП 46-18 ТП 46-29 155 опора ТП 46-5 104 опора ТП 46-15 95 опора 77 опора ТП 46-10 180 опора 149 опора 140 опора 129 опора 127 опора 120 опора ДВ 1-146 94 опора 92 опора ТП 146-2 100 опора 90 опора 57 опора ТП 143-9 0 -1 dV% -1,5 -2 -2,5 -3 -3,5 -4 Рисунок 5.15 – Отклонения напряжения от номинального значения по узлам в % в нормальном режиме работы связки фидеров 15-46, 15-143, 15-146 Отклонение напряжения от номинального по узлам в % -0,5 О-24 ТП 46-21 В-19 ТП 46-38 ТП 46-20 ТП 46-18 ТП 46-29 155 опора ТП 46-5 104 опора ТП 46-36 ТП 46-12 ДР 1-46 200 опора ТП 146-9 142 опора 131 опора 128 опора 120 опора 118 опора 107 опора ТП 146-3 117 опора ТП 143-2 ТП 143-6 ТП 143-11 52 опора 34 опора 0 -1 dV% -1,5 -2 -2,5 -3 -3,5 -4 Рисунок 5.14 – Отклонения напряжения от номинального значения по узлам в % в утяжеленных режимах работы связки фидеров 15-46, 15-143, 15-146 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист № докум. Подп. Дата ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Рисунок 5.17 – Схема фидера 15-47 в нормальном режиме работы до установки реклоузера Лист 79

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист № докум. Подп. Дата ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Лист 80 Рисунок 5.18 – Схема фидера 15-47 в утяжеленном режиме работы после установки реклоузера

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист № докум. Подп. Дата ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Рисунок 5.19 – Схема фидера 15-47 в утяжеленном режиме работы после установки реклоузера Лист 81

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист № докум. Подп. Дата ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Рисунок 5.20 – Схема фидеров 15-51 и 15-53 в нормальном режиме работы до установки реклоузера Лист 82

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист № докум. Подп. Дата ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Рисунок 5.21 – Схемы фидера 15-51 в утяжеленном режиме работы после установки реклоузера Лист 83

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист № докум. Подп. Дата ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Рисунок 5.22 – Схемы фидера 15-53 в утяжеленном режиме работы после установки реклоузера Лист 84

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист № докум. Подп. Дата ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Рисунок 5.23 – Схема фидера 15-142 в нормальном режиме работы до установки реклоузера Лист 85

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист № докум. Подп. Дата ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Рисунок 5.24 – Схема фидера 15-145 в нормальном режиме работы до установки реклоузера и в утяжеленном режиме Лист 86

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист № докум. Подп. Дата ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Рисунок 5.25 – Схема фидера 15-261 в нормальном режиме работы до установки реклоузера и в утяжеленном режиме Лист 87

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист № докум. Подп. Дата ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Рисунок 5.26 – Схема фидера 15-262 в нормальном режиме работы до установки реклоузеров Лист 88

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист № докум. Подп. Дата ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Рисунок 5.27 – Схемы фидера 15-262 в утяжеленном режиме работы после установки реклоузеров Лист 89

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист № докум. Подп. Дата ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Рисунок 5.28 – Схема связки фидеров 15-46, 15-143, 15-146 в нормальном режиме работы до установки реклоузеров Лист 90

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист № докум. Подп. Дата ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Рисунок 5.29 – Схемы связки фидеров 15-46, 15-143, 15-146 в утяжеленном режиме работы после установки реклоузеров Лист 91

5.1 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ Для выбора уставок коммутационного аппарата, входящего в реклоузер необходимо определить токи КЗ [22]. Расчет ведется для выбранного ранее оптимального места установки реклоузера на фидере в программе RastrWin3. Результаты представлены в таблице 5.1. Ввиду того, что расчет защит не является узловым вопросом настоящей дипломной работы проверка коммутационных аппаратов на отключающую способность, а также расчет защит, опционально предусмотренных в реклоузере производится не будет. Таблица 5.1.1 – Результаты расчета токов КЗ для автоматизируемых фидеров Гурьевского РЭС Фидер Сопротивление от ПС до точки КЗ, Ом Ток КЗ, кА 15-47 1,59 5,726 15-51 4,4 2,063 15-53 3,945 2,368 15-142 3,927 2,379 15-145 5,958 1,554 15-261 1,372 7,179 15-262 2,171 4,101 15-46 5,328 1,709 15-143 5,429 1,677 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

6 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ Методика оценки экономического эффекта от внедрения реклоузеров заключается в оценке показателей: 1. величины снижения значения суммарного недоотпуска электроэнергии от перерывов электроснабжения; 2. величины снижения ущербов сетевой организации от перерывов электроснабжения; 3. величины снижения затрат сетевой организации на поиск и локализацию аварийного участка; 4. срока окупаемости автоматизации фидера. Оценка проводится для каждого автоматизируемого фидера отдельно. В качестве примера производим оценку технико-экономического эффекта от установки реклоузера на фидере 15-53. 6.1. Расчет технического эффекта автоматизации фидера 15-53. Исходные данные для расчета представлены в таблице 6.1. Таблица 6.1 – Исходные данные фидера 15-53 Количество отключений фидера, раз/год n 8 Коэффициент загрузки фидера Кз 0,39 Длина фидера с отпайками, км L 36,069 Среднее время восстановления одного T1 11,01 устойчивого повреждения, ч Сумма мощностей фидера с учетом Кз, кВА Sном1 1267 Коэффициент мощности cosφ 0,93 Удельная повреждаемость фидера на 100 км рассчитывается по формуле: 𝑛 ∙100 (6.1) 𝜔01 = откл , 𝐿 Для оценки технико-экономического эффекта расчет производится для базового (до автоматизации) варианта и варианта (реже – нескольких вариантов) автоматизации. В результате установки реклоузера все потребители фидера распределены по зонам (2 зоны в случае установки на фидере 1 реклоузера). ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Разраб. Беклемешев И.С. Провер. Елагин Н.Н. Руковод. Никишин А.Ю. Н. Контр. Лозовенко В.И. Зав.каф. Белей В.Ф. Подпись Дата Лит. Лист Листов 13 КГТУ 15–ЭЭм

Величина суммарного годового недоотпуска электроэнергии рассчитывается по формуле: (6.2) ∆𝑊НО = 0,01 ∙ 𝜔01 ∙ 𝑇 ∙ 𝐿 ∙ 𝑆ном1 ∙ 𝑐𝑜𝑠𝜑 ∙ Кз , где ∆𝑊НО − годовой недоотпуск электроэнергии, кВт ∙ ч/год; 𝜔01 – удельная частота повреждений на 100 км линии в год; 𝑇 – среднее время восстановления одного устойчивого повреждений, ч; 𝐿 – длина участка фидера (в расчете базового варианта – длина фидера с отпайками); 𝑆ном1 – сумма мощностей фидера с учетом Кз; 𝑐𝑜𝑠𝜑 – коэффициент мощности; Кз – коэффициент загрузки фидера. Количество отключений потребителя рассчитывается по формуле: (6.3) 𝜔П1 = 0,01 ∙ 𝜔01 ∙ 𝐿, где 𝜔П1 – количество отключений потребителя, откл/год; 𝜔01 – удельная частота повреждений на 100 км линии в год; 𝐿 – длина участка фидера (в расчете базового варианта – длина фидера с отпайками); Длительность отключений потребителя: (6.4) 𝑇П1 = 𝜔П1 ∙ 𝑇1 , где 𝑇П1 – длительность отключений потребителя, ч/год; 𝜔П1 – количество отключений потребителя, откл/год; 𝑇1 – среднее время восстановления одного устойчивого повреждения, ч. Суммарный годовой недоотпуск электроэнергии для вариантных расчетов находится как сумма недоотпусков каждого участка: (6.5) ∆𝑊НО = ∆𝑊НО1 + ∆𝑊НО2 + ⋯ + ∆𝑊НО𝑛 , Количество отключений потребителей рассчитывается для каждой зоны: (6.6) 𝜔П1.1 = 0,01 ∙ 𝜔01 ∙ 𝐿1 , (6.7) 𝜔П1.𝑛 = 0,01 ∙ 𝜔01 ∙ 𝐿𝑛 , где 𝜔П1.1 – количество отключений потребителя, откл/год; 𝜔01 – удельная частота повреждений на 100 км линии в год; 𝐿1 – длина участка фидера. Длительность отключений потребителя: (6.8) 𝑇П1.1 = 𝜔П1.1 ∙ 𝑇1 ∙ 𝑘вв.1 , (6.9) 𝑇П1.𝑛 = 𝜔П1.𝑛 ∙ 𝑇𝑛 ∙ 𝑘вв.1 , где 𝑇П1.1 – длительность отключений потребителя, ч/год; 𝜔П1.1 – количество отключений потребителя, откл/год; 𝑇1 – среднее время восстановления одного устойчивого повреждения, ч; Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

𝑘вв.1 – коэффициент, учитывающий влияние сокращения зоны поиска поврежденного участка сети за счет секционирования длинного фидера на общее время восстановления электроснабжения. Принимается 𝑘вв.1 = 0,6. Результаты расчета технического эффекта от автоматизации фидера 15-53 приведен в таблице 6.2. В графическом виде сравнение величин суммарного недоотпуска электроэнергии до реконструкции сети и после представлен на рисунке 6.1. Таблица 6.2 – Результаты расчета технического эффекта автоматизации фидера 15-53 Конфигурация Параметр Зона №1 Зона №2 сети (вариант реконструкции) 22,17971 𝜔01 , откл/100 км Базовый 8 𝜔П1 , откл/год 88,08 𝑇П1 , ч/год 103785,5448 𝑊НО , кВт∙ ч/год Вариант 1 3,4245 4,5754 𝜔, откл/год 22,622 30,225 𝑇, ч/год 4411,922 9646,986 𝑊НО , кВт∙ ч/год 120000 Wно, кВт∙ч/год 100000 80000 60000 40000 20000 0 Базовый (1)/ Автоматизация (2) 1 2 103785,5448 14058,90955 Рисунок 6.1 – Величина суммарного недоотпуска электроэнергии автоматизированного варианта по сравнению с базовым вариантом Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

6.2. Расчет экономического эффекта. Для оценки величины ущерба потребителей от перерывов электроснабжения «Таврида Электрик» рекомендует использовать методику, приведенную в «РД 34.20.582. Правила применения скидок (надбавок) к тарифу за электрическую энергию за надежность электроснабжения сельскохозяйственных потребителей и установления штрафов за внезапные перерывы электроснабжения потребителей». Исходные данные для расчета экономического эффекта приведены в таблице 6.3. Таблица 6.3 – Исходные данные для экономического расчета Стоимость реклоузера (включая монтаж, Sрек. 1 200 000 наладку и т.п.) Заработная плата сотрудника ОВБ Sзп 125 Средняя скорость движения автомобиля, υ 30 км/ч Стоимость топлива, руб./л SБ 40 Расход топлива, л/км p 0,12 Транспортная составляющая стоимости 1 0,5 кВт∙ч, руб./кВт∙ч Стоимость автомобиля ОВБ, руб. Sам 600 000 Нормативный пробег автомобиля до Lам 150 000 капитального ремонта, км Численность бригады ОВБ, чел. n 5 Ущерб потребителей от перерывов электроснабжения: (6.10) У = Кс + Угод + Тоткл , где Кс – коэффициент, учитывающий степень совпадения аварийного инцидента с основным технологическим процессом потребителя. Принимается Кс = 0,5; Угод – размер удельного ущерба потребителя, приведенный к годовому потреблению электроэнергии; Тоткл – продолжительность внезапного перерыва электроснабжения, ч. Ущерб сетевой организации определяется как размер стоимости недопоставленной потребителям электроэнергии: (6.11) УЭЭ = 𝑊НО ∙ ТЭЭ , где 𝑊НО – недоотпуск электроэнергии, кВт∙ч/год; Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

ТЭЭ – транспортная составляющая тарифа за электроэнергию, руб./кВт∙ч. При расчете ущерба учитывается коэффициент пересчета в текущие цены значений 1991 года, представленные в методике РД. Принимается к=50,78. Тогда размер удельного ущерба потребителя, приведенный к годовому потреблению электроэнергии: У∙к∙Кз1 ∙𝑐𝑜𝑠𝜑∙𝑇𝑚𝑎𝑥 (6.12) Угод1 = , 8760 где У – ущерб потребителей от перерывов электроснабжения; к – коэффициент пересчета в текущие цены; Кз1 – коэффициент загрузки; 𝑐𝑜𝑠𝜑 – коэффициент нагрузки; 𝑇𝑚𝑎𝑥 – время использования максимальной нагрузки (для производства – 5500 ч, коммунальные потребители – 3500 ч). Принимается 𝑇𝑚𝑎𝑥 = 3500. Затраты на поиск и локализацию аварийного участка включают: 1. затраты на амортизацию автотранспорта; 2. затраты на ГСМ; 3. затраты на фонд заработной платы персоналу ОВБ. Затраты на амортизацию автотранспорта: 𝐿∑ (6.13) З = ∙𝑆 , ам 𝐿ам ам где 𝐿∑ – длина пробега автомобиля при поиске аварийного участка, км; 𝐿ам – длина пробега автомобиля по паспорту до капитального ремонта, км; 𝑆ам – стоимость автомобиля ОВБ. Длина пробега при локализации аварийного участка: (6.14) 𝐿∑ = 2 ∙ υ ∙ 𝑇 ∙ 𝑘, где υ – средняя скорость автомобиля при локализации аварийного участка, км/ч; 𝑇 – общее время восстановления электроснабжения по фидеру, ч; 𝑘 – коэффициент, учитывающий снижение эксплуатации автомобиля при локализации аварийного участка фидера. (6.15) 𝑘 = 𝑘вв − 0,4 , где, 𝑘вв – коэффициент, учитывающий влияние реклоузеров на время снижения восстановления электроснабжения. Принимаем 𝑘вв = 0,6. Постоянная 0,4 – постоянная составляющая, которая учитывает время ремонта после локализации аварийного участка фидера. Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Общее время восстановления электроснабжения в год для нескольких участков фидера: (6.16) 𝑇 = 𝑘вв ∙ 𝑇в ∑ 0,01 ∙ 𝐿𝑖 ∙ 𝜔𝑖 ∙ 𝑘ну , где 𝐿𝑖 – длина участка сети, км; 𝜔𝑖 – количество повреждений на участке; 𝑘ну – коэффициент, учитывающий наличие многократных АПВ на устранение неустойчивых повреждений в сети; 𝑇в – среднее время восстановления электроснабжения по фидеру, ч. Затраты на ГСМ: (6.17) ЗГСМ = р ∙ 𝑆Б ∙ 𝐿∑ , где р – расход топлива автомобиля на 1 км, л/км; 𝑆Б – стоимость топлива, руб./л; 𝐿∑ – длина пробега автомобиля при поиске аварийного участка, км. Затраты на фонд заработной платы: (6.18) ЗФЗП = 𝑛 ∙ 𝑇 ∙ 𝑆ЗП , где 𝑛 – численность бригады ОВБ, чел; 𝑆ЗП – удельная заработная плата в час, руб./ч; 𝑇 – общее время восстановления электроснабжения в год для нескольких участков фидера. Сумма издержек и ущербов: (6.19) 𝑊∑.0 = ЗФЗП + ЗГСМ + Зам + УЭЭ + У, где ЗФЗП – затраты на фонд заработной платы, руб.; ЗГСМ – затраты на ГСМ, руб.; Зам – затраты на амортизацию автотранспорта, руб.; УЭЭ – ущерб сетевой организации, руб.; У – ущерб потребителей от перерывов электроснабжения, руб. Срок окупаемости инвестиций в автоматизацию фидера реклоузером: 𝑛рек.1 ∙𝑆рек (6.20) 𝑇 = , ок.1 𝑊∑.0 −𝑊∑.1 где 𝑛рек.1 – количество установленных реклоузеров; 𝑆рек – стоимость реклоузера, руб.; (𝑊∑.0 − 𝑊∑.1 ) – разница между суммами издержек и ущербов в базовом варианте и вариантом после реконструкции (автоматизации) фидера реклоузером; 𝑇ок.1 – срок окупаемости, лет. Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Результаты расчета экономического эффекта от автоматизации фидера 15-53 приведен в таблице 6.4. В графическом виде сравнение сумм ущербов и издержек базового варианта и после автоматизации представлено на рисунке 6.2. Таблица 6.4 – Результаты расчета автоматизации фидера 15-53 Показатель Базовый вариант 51892,7 УЭЭ , руб./год 307956,5 У, руб./год 1056,96 𝐿∑ , км 5073,4 ЗГСМ , руб./год 55050 ЗФЗП , руб./год 5 𝑛, человек в бригаде 125 𝑆ЗП , руб./ч 12683,5 Зам , руб./год 150 000 𝐿ам , км 600 000 𝑆ам , руб. 432656 𝑊∑.𝑖 , руб./год – 𝑇ок.1 , лет экономического эффекта После автоматизации 7029,4 91809,9 634,176 3044 33030 5 125 2536,7 150 000 600 000 137450 4,06 500000 450000 𝑊(∑.𝑖), руб./год 400000 350000 300000 250000 200000 150000 100000 50000 0 Базовый (1)/ автоматизация (2) 1 2 432656,2031 137450,1936 Рисунок 6.2 – Сравнение сумм ущербов и издержек базового варианта и после автоматизации фидера 15-53. Технико-экономический расчет остальных фидеров выполняется аналогичным образом. Результаты представлены в таблицах 6.5 – 6.25 , рисунках 6.3. – 6.18. Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Таблица 6.5 – Исходные данные фидера 15-51 Количество отключений фидера, раз/год n Коэффициент загрузки фидера Кз Длина фидера с отпайками, км L Среднее время восстановления одного T1 устойчивого повреждения, ч Сумма мощностей фидера с учетом Кз, кВА Sном1 Коэффициент мощности cosφ 1 0,183 32,763 2,23 560,16 0,93 Таблица 6.6 – Результаты расчета технического эффекта автоматизации фидера 15-51 Конфигурация Параметр Зона №1 Зона №2 сети (вариант реконструкции) 3,0522 𝜔01 , откл/100 км Базовый 1 𝜔П1 , откл/год 2,23 𝑇П1 , ч/год 1161,71 𝑊НО , кВт∙ ч/год Вариант 1 0,537 0,462 𝜔, откл/год 0,7188 0,6191 𝑇, ч/год 9,2668 7,6559 𝑊НО , кВт∙ ч/год Таблица 6.7 – Результаты расчета автоматизации фидера 15-53 Показатель Базовый вариант 580,85 УЭЭ , руб./год 1617,47 У, руб./год 80,28 𝐿∑ , км 385,34 ЗГСМ , руб./год 1393,75 ЗФЗП , руб./год 5 𝑛, человек в бригаде 125 𝑆ЗП , руб./ч 321,12 Зам , руб./год 150 000 𝐿ам , км 600 000 𝑆ам , руб. 4298,55 𝑊∑.𝑖 , руб./год – 𝑇ок.1 , лет экономического эффекта После автоматизации 8,46 480,62 16,056 77,06 836,25 5 125 64,22 150 000 600 000 1466,62 423,74 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

1400 Wно, кВт∙ч/год 1200 1000 800 600 400 200 0 Базовый (1)/ Автоматизация (2) 1 2 1161,715824 16,92284452 Рисунок 6.3 – Величина суммарного недоотпуска электроэнергии автоматизированного варианта по сравнению с базовым вариантом для фидера 15-51 5000 4500 𝑊(∑.𝑖), руб./год 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 Базовый (1)/ Аавтоматизация (2) 1 2 4298,551829 1466,629681 Рисунок 6.4 – Сравнение сумм ущербов и издержек базового варианта и после автоматизации фидера 15-51 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Таблица 6.8 – Исходные данные фидера 15-47 Количество отключений фидера, раз/год n Коэффициент загрузки фидера Кз Длина фидера с отпайками, км L Среднее время восстановления одного T1 устойчивого повреждения, ч Сумма мощностей фидера с учетом Кз, кВА Sном1 Коэффициент мощности cosφ 6 0,08 21,097 2,23 1965,97 0,93 Таблица 6.9 – Результаты расчета технического эффекта автоматизации фидера 15-47 Конфигурация Параметр Зона №1 Зона №2 сети (вариант реконструкции) 28,44 𝜔01 , откл/100 км Базовый 6 𝜔П1 , откл/год 13,38 𝑇П1 , ч/год 24463,35 𝑊НО , кВт∙ ч/год Вариант 1 3,415 2,584 𝜔, откл/год 4,57 3,45 𝑇, ч/год 993,183 460,627 𝑊НО , кВт∙ ч/год Таблица 6.10 – Результаты расчета автоматизации фидера 15-53 Показатель Базовый вариант 12231,67 УЭЭ , руб./год 2481,66 У, руб./год 160,56 𝐿∑ , км 385,34 ЗГСМ , руб./год 770,68 ЗФЗП , руб./год 5 𝑛, человек в бригаде 125 𝑆ЗП , руб./ч 1926,72 Зам , руб./год 150 000 𝐿ам , км 600 000 𝑆ам , руб. 25773,24 𝑊∑.𝑖 , руб./год – 𝑇ок.1 , лет экономического эффекта После автоматизации 726,90 4445,84 96,336 77,06 462,4 5 125 385,344 150 000 600 000 11038,00 81,43 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

30000 Wно, кВт∙ч/год 25000 20000 15000 10000 5000 0 Базовый (1)/ Автоматизация (2) 1 2 24463,3511 1453,811812 Рисунок 6.5 – Величина суммарного недоотпуска электроэнергии автоматизированного варианта по сравнению с базовым вариантом для фидера 15-47 30000 𝑊(∑.𝑖), руб./год 25000 20000 15000 10000 5000 0 Базовый (1)/ Аавтоматизация (2) 1 2 25773,2453 11038,00818 Рисунок 6.6 – Сравнение сумм ущербов и издержек базового варианта и после автоматизации фидера 15-47 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Таблица 6.11 – Исходные данные фидера 15-142 Количество отключений фидера, раз/год n Коэффициент загрузки фидера Кз Длина фидера с отпайками, км L Среднее время восстановления одного T1 устойчивого повреждения, ч Сумма мощностей фидера с учетом Кз, кВА Sном1 Коэффициент мощности cosφ Таблица 6.12 – Результаты автоматизации фидера 15-142 Конфигурация Параметр сети (вариант реконструкции) 𝜔01 , откл/100 км Базовый 𝜔П1 , откл/год 𝑇П1 , ч/год 𝑊НО , кВт∙ ч/год Вариант 1 𝜔, откл/год 𝑇, ч/год 𝑊НО , кВт∙ ч/год расчета 6 0,3 29,229 10,35 1034,1 0,93 технического Зона №1 эффекта Зона №2 20,52 6 62,1 59722,37 1,788 11,1 421,15 Таблица 6.13 – Результаты расчета автоматизации фидера 15-142 Показатель Базовый вариант 29861,18 УЭЭ , руб./год 136315,81 У, руб./год 745,2 𝐿∑ , км 3576,96 ЗГСМ , руб./год 38812,5 ЗФЗП , руб./год 5 𝑛, человек в бригаде 125 𝑆ЗП , руб./ч 8942,4 Зам , руб./год 150 000 𝐿ам , км 600 000 𝑆ам , руб. 217508,86 𝑊∑.𝑖 , руб./год – 𝑇ок.1 , лет 4,211 26,15 7539,98 экономического эффекта После автоматизации 3980,56 43477,40 447,12 2146,17 23287,5 5 125 1788,48 150 000 600 000 74680,12 8,40 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

70000 Wно, кВт∙ч/год 60000 50000 40000 30000 20000 10000 0 Базовый (1)/ Автоматизация (2) 1 2 59722,3773 7961,138315 Рисунок 6.7 – Величина суммарного недоотпуска электроэнергии автоматизированного варианта по сравнению с базовым вариантом для фидера 15-142 250000 𝑊(∑.𝑖), руб./год 200000 150000 100000 50000 0 Базовый (1)/ Аавтоматизация (2) 1 2 217508,8635 74680,1283 Рисунок 6.8 – Сравнение сумм ущербов и издержек базового варианта и после автоматизации фидера 15-142 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Таблица 6.14 – Исходные данные фидера 15-145 Количество отключений фидера, раз/год n Коэффициент загрузки фидера Кз Длина фидера с отпайками, км L Среднее время восстановления одного T1 устойчивого повреждения, ч Сумма мощностей фидера с учетом Кз, кВА Sном1 Коэффициент мощности cosφ Таблица 6.15 – Результаты автоматизации фидера 15-145 Конфигурация Параметр сети (вариант реконструкции) 𝜔01 , откл/100 км Базовый 𝜔П1 , откл/год 𝑇П1 , ч/год 𝑊НО , кВт∙ ч/год Вариант 1 𝜔, откл/год 𝑇, ч/год 𝑊НО , кВт∙ ч/год расчета 2 0,125 24,05 10,35 386,625 0,93 технического Зона №1 эффекта Зона №2 8,31 2 20,7 7442,91 0,918 5,7 57,3 Таблица 6.16 – Результаты расчета автоматизации фидера 15-145 Показатель Базовый вариант 3721,45 УЭЭ , руб./год 7078,49 У, руб./год 248,4 𝐿∑ , км 1192,32 ЗГСМ , руб./год 12937,5 ЗФЗП , руб./год 5 𝑛, человек в бригаде 125 𝑆ЗП , руб./ч 2980,8 Зам , руб./год 150 000 𝐿ам , км 600 000 𝑆ам , руб. 27910,57 𝑊∑.𝑖 , руб./год – 𝑇ок.1 , лет 1,081 6,7 110,2 экономического эффекта После автоматизации 83,77 2137,70 149,04 715,39 7762,5 5 125 596,16 150 000 600 000 11295,52 72,22 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

8000 7000 Wно, кВт∙ч/год 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 Базовый (1)/ Автоматизация (2) 1 2 7442,917875 167,5409208 Рисунок 6.9 – Величина суммарного недоотпуска электроэнергии автоматизированного варианта по сравнению с базовым вариантом для фидера 15-145 30000 𝑊(∑.𝑖), руб./год 25000 20000 15000 10000 5000 0 Базовый (1)/ Аавтоматизация (2) 1 2 27910,57741 11295,52811 Рисунок 6.10 – Сравнение сумм ущербов и издержек базового варианта и после автоматизации фидера 15-145 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Таблица 6.14 – Исходные данные фидера 15-261 Количество отключений фидера, раз/год n Коэффициент загрузки фидера Кз Длина фидера с отпайками, км L Среднее время восстановления одного T1 устойчивого повреждения, ч Сумма мощностей фидера с учетом Кз, кВА Sном1 Коэффициент мощности cosφ Таблица 6.15 – Результаты автоматизации фидера 15-261 Конфигурация Параметр сети (вариант реконструкции) 𝜔01 , откл/100 км Базовый 𝜔П1 , откл/год 𝑇П1 , ч/год 𝑊НО , кВт∙ ч/год Вариант 1 𝜔, откл/год 𝑇, ч/год 𝑊НО , кВт∙ ч/год расчета 4 0,28 8,823 1,45 1794 0,93 технического Зона №1 эффекта Зона №2 45,33 4 5,8 9676,83 1,746 1,51 59,25 Таблица 6.16 – Результаты расчета автоматизации фидера 15-261 Показатель Базовый вариант 4838,41 УЭЭ , руб./год 20614,8 У, руб./год 69,6 𝐿∑ , км 334,08 ЗГСМ , руб./год 3625 ЗФЗП , руб./год 5 𝑛, человек в бригаде 125 𝑆ЗП , руб./ч 835,2 Зам , руб./год 150 000 𝐿ам , км 600 000 𝑆ам , руб. 30247,5 𝑊∑.𝑖 , руб./год – 𝑇ок.1 , лет 2,253 1,96 92,53 экономического эффекта После автоматизации 75,89 6060,2 41,76 200,44 2175 5 125 167,04 150 000 600 000 8678,65 55,63 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

12000 Wно, кВт∙ч/год 10000 8000 6000 4000 2000 0 Базовый (1)/ Автоматизация (2) 1 2 9676,836 151,7914592 Рисунок 6.11 – Величина суммарного недоотпуска электроэнергии автоматизированного варианта по сравнению с базовым вариантом для фидера 15-261 35000 𝑊(∑.𝑖), руб./год 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 Базовый (1)/ Аавтоматизация (2) 1 2 30247,50697 8678,65825 Рисунок 6.12 – Сравнение сумм ущербов и издержек базового варианта и после автоматизации фидера 15-261 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Таблица 6.17 – Исходные данные фидера 15-262 Количество отключений фидера, раз/год n Коэффициент загрузки фидера Кз Длина фидера с отпайками, км L Среднее время восстановления одного T1 устойчивого повреждения, ч Сумма мощностей фидера с учетом Кз, кВА Sном1 Коэффициент мощности cosφ 4 0,177 12,782 9,33 724,46 0,93 Таблица 6.18 – Результаты расчета технического эффекта автоматизации фидера 15-262 Конфигурация Параметр 1 вариант 2 вариант сети (вариант Зона №1 Зона №2 Зона Зона Зона реконструкции) №1 №2 №3 31,29 𝜔01 , откл/100 км Базовый 4 𝜔П1 , откл/год 37,32 𝑇П1 , ч/год 25144,26 𝑊НО , кВт∙ ч/год Вариант 1 2,20 1,79 𝜔, откл/год 12,34 10,05 𝑇, ч/год 293,45 259,99 𝑊НО , кВт∙ ч/год Вариант 2 2,2 0,43 1,35 𝜔, откл/год 12,34 2,45 12,66 𝑇, ч/год 293,45 1,28 123,67 𝑊НО , кВт∙ ч/год Таблица 6.19 – Результаты автоматизации фидера 15-262 Показатель Базовый вариант 12572,13 УЭЭ , руб./год 33861,02 У, руб./год 447,84 𝐿∑ , км 2149,63 ЗГСМ , руб./год 23325 ЗФЗП , руб./год 𝑛, человек в 5 бригаде 125 𝑆ЗП , руб./ч расчета экономического эффекта 1 вариант 276,72 9906,11 268,704 1289,78 13995 5 2 вариант 209,2 9425,61 177,53 852,15 17160 5 125 125 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Продолжение таблицы 6.19 Зам , руб./год 𝐿ам , км 𝑆ам , руб. 𝑊∑.𝑖 , руб./год 𝑇ок.1 , лет 5374,08 150 000 600 000 77281,88 – 1074,81 150 000 600 000 26542,43 23,65 1317,94 150 000 600 000 28965,62 34,86 30000 Wно, кВт∙ч/год 25000 20000 15000 10000 5000 0 Базовый (1)/ Автоматизация (1 вариант)/Автоматизация (2 вариант) 1 2 3 25144,2679 553,4458265 418,4118579 Рисунок 6.13 – Величина суммарного недоотпуска электроэнергии в зависимости от варианта реконструкции фидера 15-262 90000 80000 𝑊(∑.𝑖), руб./год 70000 60000 50000 40000 30000 20000 10000 0 Базовый (1)/ Аавтоматизация (1 вариант)/Автоматизация (2 вариант) 1 2 3 77281,8759 26542,43238 28965,62957 Рисунок 6.14 – Сравнение сумм ущербов и издержек базового варианта и вариантов после автоматизации фидера 15-262 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Таблица 6.20 – Исходные данные фидера 15-46 Количество отключений фидера, раз/год n Коэффициент загрузки фидера Кз Длина фидера с отпайками, км L Среднее время восстановления одного T1 устойчивого повреждения, ч Сумма мощностей фидера с учетом Кз, кВА Sном1 Коэффициент мощности cosφ Таблица 6.21 – Результаты автоматизации фидера 15-46 Конфигурация Параметр сети (вариант реконструкции) 𝜔01 , откл/100 км Базовый 𝜔П1 , откл/год 𝑇П1 , ч/год 𝑊НО , кВт∙ ч/год Вариант 1 𝜔, откл/год 𝑇, ч/год 𝑊НО , кВт∙ ч/год 2 0,157 37,074 6,11 654,53 0,93 расчета технического Зона №1 эффекта Зона №2 5,39 2 12,22 7438,47 0,987 3,61 109,97 Таблица 6.22 – Результаты расчета автоматизации фидера 15-46 Показатель Базовый вариант 3719,23 УЭЭ , руб./год 8885,28 У, руб./год 146,64 𝐿∑ , км 703,87 ЗГСМ , руб./год 7637,5 ЗФЗП , руб./год 5 𝑛, человек в бригаде 125 𝑆ЗП , руб./ч 1759,68 Зам , руб./год 150 000 𝐿ам , км 600 000 𝑆ам , руб. 22705,57 𝑊∑.𝑖 , руб./год – 𝑇ок.1 , лет 1,012 3,71 249,06 экономического эффекта После автоматизации 124,54 2668,27 87,984 422,32 4582,5 5 125 351,93 150 000 600 000 8149,56 82,44 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

8000 7000 Wно, кВт∙ч/год 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 Базовый (1)/ Автоматизация (2) 1 2 7438,471638 249,0694801 Рисунок 6.15 – Величина суммарного недоотпуска электроэнергии автоматизированного варианта по сравнению с базовым вариантом для фидера 15-46 25000 𝑊(∑.𝑖), руб./год 20000 15000 10000 5000 0 Базовый (1)/ Автоматизация (2) 1 2 22705,57085 8149,568167 Рисунок 6.16 – Сравнение сумм ущербов и издержек базового варианта и после автоматизации фидера 15-46 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Таблица 6.23 – Исходные данные фидера 15-143 Количество отключений фидера, раз/год n Коэффициент загрузки фидера Кз Длина фидера с отпайками, км L Среднее время восстановления одного T1 устойчивого повреждения, ч Сумма мощностей фидера с учетом Кз, кВА Sном1 Коэффициент мощности cosφ Таблица 6.24 – Результаты автоматизации фидера 15-143 Конфигурация Параметр сети (вариант реконструкции) 𝜔01 , откл/100 км Базовый 𝜔П1 , откл/год 𝑇П1 , ч/год 𝑊НО , кВт∙ ч/год Вариант 1 𝜔, откл/год 𝑇, ч/год 𝑊НО , кВт∙ ч/год расчета 12 0,2 39,607 14,8 1721 0,93 технического Зона №1 эффекта Зона №2 30,29 12 177,6 28454,12 5,71 50,75 27131,47 Таблица 6.25 – Результаты расчета автоматизации фидера 15-143 Показатель Базовый вариант 142127,1 УЭЭ , руб./год 432538,4 У, руб./год 2131,2 𝐿∑ , км 10229,76 ЗГСМ , руб./год 111000 ЗФЗП , руб./год 5 𝑛, человек в бригаде 125 𝑆ЗП , руб./ч 25574,4 Зам , руб./год 150 000 𝐿ам , км 600 000 𝑆ам , руб. 721469,6 𝑊∑.𝑖 , руб./год – 𝑇ок.1 , лет 6,28 55,8 33791,89 экономического эффекта После автоматизации 30461,69 129560,5 1278,72 6137,85 66600 5 125 5114,88 150 000 600 000 237874,9 2,48 Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

300000 Wно, кВт∙ч/год 250000 200000 150000 100000 50000 0 Базовый (1)/ Автоматизация (2) 1 2 284254,128 60923,37067 Рисунок 6.17 – Величина суммарного недоотпуска электроэнергии автоматизированного варианта по сравнению с базовым вариантом для фидера 15-143 800000 700000 𝑊(∑.𝑖), руб./год 600000 500000 400000 300000 200000 100000 0 Базовый (1)/ Автоматизация (2) 1 2 721469,633 237874,9162 Рисунок 6.18 – Сравнение сумм ущербов и издержек базового варианта и после автоматизации фидера 15-143 Выводы: 1. Установка реклоузеров позволяет повышает надежность электроснабжения, о чем свидетельствуют существенное снижение величины суммарного годового недоотпуска электроэнергии по сравнению с базовой конфигурацией сети (без реклоузеров) и снижение параметра ущерба и издержек во всех рассмотренных фидерах; 2. Во всех фидерах устанавливается преимущественно один реклоузер, кроме фидера 15-262 (в соответствии с графиком зависимости количества Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

установленных реклоузеров и индексов эффективности RNRE и ARAE (рисунок 1.7)). С точки зрения надежности наиболее предпочтительным вариантом для фидера 15-262 является вариант с двумя реклоузерами, так как этот вариант существеннее сокращает величину недоотпуска электроэнергии, однако, значительно возрастает срок окупаемости проекта, а также по экономическим показателям (ущерб) этот вариант уступает в эффективности случаю с одним реклоузером. В качестве варианта реконструкции фидера 15-262 рекомендуется принять вариант с одним реклоузером. 3. Существенный срок окупаемости связан с низкой загрузкой фидеров, и, кроме того, позволяет сделать вывод, что автоматизация распределительной сети реклоузерами в рамках реализации концепции «умных сетей» это мероприятие больше направленное на повышение электрической надежности. Стоит отметить парадокс, что в литературе превалирует акцент на экономической выгоде применения реклоузеров (например, наиболее часто применяемая методика определения оптимального места установки реклоузеров путем оценки недоотпущенной электроэнергии и ущербов). На практике получены результаты (в частности, срок окупаемости), указывающие, что удельный вес экономической составляющей несколько ниже, чем тиражируемый в информационном пространстве, посвященном «Smart Grid». Однако, величина суммарного недоотпуска, время поиска и локализации аварийного участка значительно сокращаются, что, в сочетании с грамотной ценовой политикой сетевой организации, увеличения штрафов за недоотпуск электроэнергии и развитии сетей служат факторами, однозначно поддерживающими развитие концепции «умных сетей» в отечественном электросетевом хозяйстве. Вспоминаем один из основных законом Мерфи – Новые системы плодят новые проблемы [23] – реализуя очередной проект автоматизации, энергетики накладывают на существующую устоявшуюся систему электроснабжения потребителей новую, информационную. Решая проблемы распределительной сети, необходимо параллельно решить вопросы с «подводными камнями» автоматизации, о которых было рассказано во втором разделе настоящей работы. В будущем это позитивно скажется на сроке окупаемости. 4. Тезис «Эффективность автоматизации радиальных фидеров ниже, чем кольцевых или смешанных конфигураций сетей» нашел подтверждение в расчетах (связка фидеров показала меньший срок окупаемости проекта) Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В ходе выполнения данной выпускной квалификационной работы были рассмотрены трактовки концепции «умных сетей», в результате получено заключение, что это не революционное, а эволюционное направление развития электроэнергетического комплекса, когда на существующую систему генерации-передачи-потребления электроэнергии накладывается еще одна, информационная. Вторым направлением проекта стал анализ методик выбора оптимального места установки реклоузеров. Результатом стала новая методика, предложенная в данной работе. За основу была взята работа , опубликованная в журнале «Электрические станции» [16]. представленный авторами был переработан, коэффициентов стало нововведением. введение Метод, весовых Новая методика позволяет точно определять места установки реклоузеров. Третьим направлением проекта стал анализ результатов автоматизации «пилотной зоны» АО «Янтарьэнерго» и планируемого для реализации программы Smart Grid Гурьевского РЭС. Были отобраны 9 фидеров, на которых планируется установить реклоузеры. Также фидеров. были проанализированы режимы работы автоматизируемых Работа выполнялась при тесном сотрудничестве с АО «Янтарьэнерго», результы могут быть использованы при реализации программы «умных сетей» в Гурьевском РЭС. ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Разраб. Беклемешев И.С. Провер. Никишин А.Ю. Руковод. Никишин А.Ю. Н. Контр. Лозовенко В.И. Зав.каф. Белей В.Ф. Подпись Дата Лит. Заключение Лист Листов 1 КГТУ 15–ЭЭм

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Валерий Воротницкий, Владислав Воротницкий. Надежность распределительных электрических сетей 6(10) кВ. Автоматизация с применением реклоузеров // Новости электротехники. – 2002. – №5(17). 2. Владислав Воротницкий, Сергей Бузин. Реклоузер – новый уровень автоматизации и управления ВЛ 6(10) кВ // Новости электротехники. – 2005. – №3(33). 3. Положение ОАО «Россети» о единой технической политике в электросетевом комплексе. – М.: 2013. – 196 с. 4. АО «Янтарьэнерго»: [Электронный ресурс]. – URL: http://www.yantarenergo.ru/ Проверено 16.06.2017. 5. Медведев А. Smart Grid – прогресс или… [Электронный ресурс]. – URL: http://digitalsubstation.ru/blog/2014/05/22/smart-grid-progress-iliochkovtiratelstvo/ Проверено 25.06.2017. 6. С.В. Гужов. Интеллектуальные электросети и энергоменеджмент в развитии регионов России. //Энергосбережение. – 2015. – №7. 7. Smart Grid projects in Europe : [Электронный ресурс]. – URL: http://www.jrc.ec.europa.eu/ Проверено 25.06.2017. 8. Андрей Симонов. Новый уровень управления аварийными режимами распределительных сетей с помощью реклоузеров //Электрик. – 2012. – №11. 9. «Таврида Электрик»: [Электронный ресурс]. – URL: http://www.tavrida.ru/ Проверено 16.06.2017. 10. Белей В.Ф. Электроэнергетика Калининградской области и стран Балтии:анализ вариантов развития/ В.Ф. Белей // Электрика. – 2009.— №12. – с.3-7. 11. Белей В.Ф. Оценка роли трансформаторов в системах энергообеспечения с позицией энергосбережения и повышения качества электроэнергии./ Промышленная энергетика, № 5, 2002 г., с. 36-43. 12. Повышение надежности сельских распределительных сетей с применением реклоузеров. // УНИКАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ XXI ВЕКА. – 2015. – №12(12). 13. Никишин А.Ю. Применение реклоузеров в сетях АО «Янтарьэнерго» для решения проблем в распределительных сетях среднего напряжения/ Никишин А.Ю., Беклемешев И.С.// Известия КГТУ. – 2017. – №44. – с. 203210. 14. Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Калининградской области на 2018-2022 годы. 15. С.М. Гусейн-Заде. Разборчивая невеста/ М.: МЦНМО, 2003. – 24 с.. Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

16.Андрикеева С.А. Оптимизация использования атвоматических 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. 17. Вакуумный реклоузер серии PBA/TEL. Техническое описание. АРТА 674153.101 ТО. [Электронный ресурс]. – URL: tavrida-ua.com/ 18. Васильева Т.Н. 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 года. – Рязань: Издательство Рязанского государственного агротехнологического университета, 2014. – Часть 2. – 237 с. 19. RastrWin3: [Электронный ресурс]. – URL: http://www.rastrwin.ru/ Проверено 25.06.2017. 20. ГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. – М.: Стандартинформ, 2014 21. Белей В.Ф. Стандарты в области качества электроэнергии: проблемы и тенденции/В.Ф. Белей, М.С. Харитонов // Информационные ресурсы России. - 2016 .– № 1.- С.10-14. 22. Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования: учебное пособие для студентов высших учебных заведений/ И.П. Крючков, Б.Н. Неклепаев, В.А. Старшинов и др.; под ред. И.П. Крючкова и В.А. Старшинова. – 3-е изд., стер. – М.: Издательский центр «Академия», 2008. – 416 с. 23. Законы Мерфи / Д.Д. Мерфи – «АВ Паблишинг» Лист ВКР.13.04.02.45.02 ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист ПРИЛОЖЕНИЕ (обязательное). Таблица А1. Расчетные данные по ветвям фидера 15-47. № докум. Подп. Дата КП.92.13.04.02.15-ЭЭм Лист S N_нач N_кон Название R, Ом X, Ом B, См 0 1 2 В-1 - 8 опора 0,25 0,24 -57 0 2 3 8 опора - 15 опора 0,31 0,2 -47,8 0 3 4 15 опора - 17 опора 0,09 0,06 -13,6 0 4 5 17 опора - 22 опора 0,22 0,14 -34,1 0 5 6 22 опора - ДР 6-47 0,04 0,03 -6,8 0 6 7 ДР 6-47 - ТП 47-33 0,08 0,03 -35,3 0 7 8 ТП 47-33 - 30 опора 0,12 0,05 -51,7 0 8 9 30 опора - 31 опора 0,04 0,02 -16,3 0 9 10 31 опора - 32 опора 0,05 0,02 -23,5 0 10 11 32 опора - ДР 5-47 0,04 0,02 -17,3 1 11 12 ДР 5-47 - 43 опора 0,32 0,29 -71,2 1 12 13 43 опора - 47 опора 0,18 0,11 -27,3 1 13 14 47 опора - 50 опора 0,13 0,09 -20,5 1 14 15 50 опора - 52 опора 0,09 0,06 -13,6 1 15 16 52 опора - 54 опора 0,09 0,06 -13,6 1 16 17 54 опора - 56 опора 0,09 0,06 -13,6 1 17 18 56 опора - 58 опора 0,13 0,09 -20,5 1 18 19 58 опора - ТП 47-1 0,09 0,06 -13,6 1 19 20 ТП 47-1 - 64 опора 0,13 0,12 -28,5 1 20 21 64 опора - 67 опора 0,05 0,02 -23,6 1 21 22 67 опора - 71 опора 0,13 0,03 -28,5 1 22 23 71 опора - 79 опора 0,25 0,06 -57 1 23 24 79 опора - 80 опора 0,03 0,01 -7,1 1 24 25 80 опора - 87 опора 0,22 0,05 -49,9 1 25 26 87 опора - 93 опора 0,16 0,04 -35,6 1 26 27 93 опора - 98 опора 0,16 0,04 -35,6 1 27 28 98 опора - В-21 0,13 0,03 -28,5 Режим 1 Режим 2 P_нач, МВт Q_нач, МВар I max, А dV% P_нач, Мвт Q_нач, МВар I max, А -5,642 -2,463 225,884 0,81 -5,155 -2,231 207,761 0,83 -4,748 -2,058 192,908 0,22 -4,594 -1,986 187,064 0,54 -3,655 -1,55 149,118 0,09 -3,662 -1,535 149,397 0,14 -2,949 -1,175 119,678 0,17 -2,867 -1,163 116,73 0,05 -2,7 -1,108 110,203 0,07 -0,003 0,004 0,186 0 0,061 0,066 0,094 0,439 0,515 0,604 1,152 1,317 2,235 3,091 3,557 3,7 3,938 4,04 4,053 0,054 0,048 0,057 0,219 0,249 0,285 0,578 0,617 1,066 1,475 1,695 1,76 1,875 1,911 1,912 3,352 3,339 4,494 20,112 23,46 27,382 52,799 59,539 101,308 139,904 160,269 166,552 176,496 180,219 180,114 dV% -0,01 0 -0,01 -0,02 -0,04 -0,03 -0,1 -0,04 -0,14 -0,39 -0,06 -0,41 -0,31 -0,32 -0,25

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист Продолжение таблицы А1 № докум. Подп. Дата КП.92.13.04.02.15-ЭЭм 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 4 3 5 8 9 9 10 12 13 14 15 16 17 18 20 21 21 22 22 23 24 25 26 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 42 39 43 40 41 44 45 46 47 48 49 50 51 52 8 опора - ТП 47-24, ТП 47-15 17 опора - ТП 47-3 15 опора - ТП 47-39 ТП 47-30 22 опора - ТП 47-22, ТП 47-27, 34,28 30 опора - ТП 47-42 31 опора - ТП 47-46 31 опора - ТП 47-19 32 опора - Отпайка с ТП 47-12,4 и др 43 опора - ТП 47-2 47 опора - ТП 47-13 50 опора - ТП 47-40 52 опора - ТП 47-10 54 опора - ТП 47-32 56 опора - ТП 47-26 58 опора - ТП 47-20 64 опора - ТП 47-5 67 опора - ТП 47-14 67 опора - ТП 47-25 71 опора - ТП 47-6,45,7 71 опора - ТП 47-8 79 опора - ТП 47-44,36,9 80 опора - ТП 47-23 87 опора - ТП 47-17 93 опора - ТП 47-37 0,39 0,04 0,42 0,74 0 0,1 0,27 0,86 0,1 0,02 0,08 0,12 0,12 0,01 0,16 0,01 0,01 0,09 0,33 0,03 0,19 0,24 0,02 0,38 0,18 0,02 0,39 0,69 0 0,06 0,12 0,37 0,05 0,01 0,04 0,06 0,05 0,01 0,07 0,01 0,01 0,04 0,14 0,02 0,18 0,23 0,01 0,24 -39 -4 -95 -166,2 -1 -15,5 -117,9 -375,1 -10,4 -1,8 -36,8 -12,4 -52,5 -1,5 -16 -2,8 -3,3 -8,8 -143,1 -4,6 -44 -55,1 -1,6 -57,9 -0,445 -0,142 -0,364 -0,917 -0,161 -0,09 -0,089 -2,708 -0,218 18,476 -0,072 5,974 -0,163 15,245 -0,432 38,708 -0,079 6,776 -0,042 3,804 -0,018 3,784 -1,116 111,897 0,09 0 0,09 0,41 0 0 0,01 1,14 -0,162 -0,03 -0,046 -0,357 -0,091 -0,089 -0,143 -0,356 -0,561 -0,713 -0,142 -0,453 -0,142 -0,223 -0,089 -0,079 -0,007 -0,021 -0,172 -0,047 -0,042 -0,072 -0,182 -0,285 -0,336 -0,072 -0,223 -0,062 -0,114 -0,034 7,392 1,362 2,112 16,429 4,213 4,099 6,56 16,37 25,773 32,699 6,539 20,709 6,504 10,119 4,034 0 0 0 0,02 0 0,01 0 0 0,03 0,13 0 0,06 0,02 0 0,02 Лист

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист Таблица А2. Расчетные данные по ветвям фидера 15-51. № докум. Режим 1 P_нач Q_нач -0,033 0,002 -0,003 -0,004 -0,053 0,009 0,022 0,009 0,039 0,022 -0,161 -0,025 -0,222 -0,028 -0,049 -0,072 -0,093 -0,019 0,129 0,039 Подп. Дата КП.92.13.04.02.15-ЭЭм Лист S N_нач N_кон Название R, Ом X, Ом B 0 1 2 В-17 - 9 опора 0,32 0,3 -72,7 0 2 3 9 опора - 13 опора 0,14 0,13 -32,3 0 3 4 13 опора - 29 опора 0,57 0,53 -129,2 0 4 5 29 опора - 41 опора 0,43 0,4 -96,9 0 5 6 41 опора - 57 опора 0,57 0,53 -129,2 0 6 7 57 опора - 59 опора 0,07 0,07 -16,2 0 7 8 59 опора - 65 опора 0,21 0,2 -48,4 0 8 9 65 опора - 66 опора 0,04 0,03 -8,1 0 9 10 66 опора - 80 опора 0,5 0,47 -113 0 10 11 80 опора - 86 опора, реклоузер 0,21 0,2 -48,4 1 11 12 86 опора, реклоузер - ТП 51-20 0,07 0,07 -16,2 1 12 13 ТП 51-20 - 90 опора, реклоузер 0,07 0,07 -16,2 1 13 14 90 опора, реклоузер - 98 опора 0,29 0,27 -64,6 1 14 15 98 опора - 100 опора, реклоузер 0,07 0,07 -16,2 1 15 16 100 опора, реклоузер - 102 опора 0,07 0,07 -16,2 1 16 17 102 опора - 134 опора 1,14 1,07 -258,4 1 17 18 134 опора - 148 опора 0,5 0,47 -113 1 18 19 148 опора - 167 опора 0,68 0,63 -153,4 1 19 20 167 опора - 226 опора 2,11 1,97 -476,4 1 20 21 226 опора - В-4 0,46 0,43 -105 0 2 29 9 опора - ТП 51-21 0,17 0,11 -25,9 -0,046 0 3 22 13 опора - ТП 51-8 0,02 0,01 -1,6 -0,067 0 4 30 29 опора - ТП 51-19 0,28 0,18 -43,2 -0,091 0 5 23 41 опора - ТП 51-1 0,06 0,03 -5,6 -0,084 0 6 24 57 опора - ТП 51-23 0,01 0 -0,8 -0,15 0 7 25 59 опора - ТП 51-16 0,06 0,03 -5,6 -0,037 0 8 31 65 опора - Отпайка с ТП 3,04 2,83 -686,8 -0,366 0 9 26 66 опора - ТП 51-2 0,05 0,02 -4,8 -0,126 I max dV% 1,331 0,01 0,442 0 2,119 0,01 0,963 0 1,649 -0,01 6 0,01 8,277 0,02 3,263 0 3,814 0,02 4,947 -0,01 Режим 2 P_нач Q_нач I max, А dV% -0,238 0,113 -0,088 0,063 0,063 0,034 -0,041 -0,006 -0,017 -0,023 -0,035 -0,034 -0,056 -0,011 -0,018 -0,042 1,881 2,61 3,738 3,36 5,87 1,415 15,09 4,904 0 0 0,01 0 0 0 0,57 0 -0,131 0,029 -0,062 0,075 0,047 0,047 0,056 0,026 10,266 0,04 4,287 0 4,048 0 3,607 -0,05 2,88 -0,02 2,121 -0,02 2,736 0,04 0,967 0

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист Продолжение таблицы А2 № докум. 0 1 1 1 1 1 1 Подп. 10 14 16 17 18 19 20 32 33 34 27 35 28 36 80 опора - ТП 51-18 ТП 51-22 98 опора - Отпайка с ТП 102 опора - ТП 51-6 134 опора - ТП 51-7 148 опора - ТП 51-11 167 опора - ТП 51-9 226 опора - ТП 51-10 1,5 0,76 0,07 0,17 0,12 0,06 0,17 0,7 -152,2 -0,286 -0,108 11,78 0,21 0,49 -116,5 -0,621 -0,287 25,574 0,25 0,05 -10,9 -0,417 -0,194 16,935 0,02 0,08 -16,8 -0,108 -0,042 4,292 0,01 0,06 -12 -0,076 -0,025 2,969 0 0,03 -5,6 -0,087 -0,022 3,319 0 0,08 -16,8 -0,162 -0,064 6,449 0,01 Дата КП.92.13.04.02.15-ЭЭм Лист

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист Таблица А3. Расчетные данные по ветвям фидера 15-53. № докум. Подп. Дата КП.92.13.04.02.15-ЭЭм Лист S 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 Режим 1 P_нач Q_нач -1,35 -0,398 -1,323 -0,431 -1,223 -0,414 -1,148 -0,402 -0,142 -0,062 Tип N_нач N_кон Название R, Ом X, Ом B, См ЛЭП 1 2 ПС 0-24 - 17 опора 0,6 0,39 -92,8 ЛЭП 2 3 17 опора - 37 опора 1,2 0,47 -114 ЛЭП 3 4 37 опора - 62 опора 0,89 0,57 -136,5 ЛЭП 4 5 62 опора - 64 опора 0,07 0,05 -10,9 ЛЭП 5 6 64 опора - 69 опора 0,18 0,11 -27,3 ЛЭП 6 7 69 опора - 78 опора 0,32 0,21 -49,1 ЛЭП 7 8 78 опора - 81 опора 0,11 0,07 -16,4 ЛЭП 8 9 81 опора - 87 опора 0,21 0,14 -32,8 ЛЭП 9 10 87 опора - Реклоузер 0,46 0,3 -71 ЛЭП 10 11 Реклоузер - 112 опора 0,22 0,3 -72 ЛЭП 11 12 112 опора - 117 опора 0,09 0,13 -30 ЛЭП 12 13 117 опора - 125 опора 0,15 0,2 -48 ЛЭП 13 14 125 опора - 129 опора 0,07 0,1 -24 ЛЭП 14 15 129 опора - 132 опора 0,06 0,08 -18 ЛЭП 15 16 132 опора - 156 опора 4,42 6,06 -1444 ЛЭП 16 17 156 опора - 157 опора 0,02 0,03 -6 ЛЭП 17 18 157 опора - ПС В-5 0,17 0,23 -54 ЛЭП 2 19 17 опора - ТП 53-14 0,96 0,45 -97,8 -0,022 ЛЭП 3 20 37 опора - ТП 53-1 0,02 0,01 -2,4 -0,033 ЛЭП 4 21 62 опора - ТП 53-3 0,01 0 -0,8 -0,093 ЛЭП 5 30 64 опора - ОТПАЙКА НА ЗРЭС 7,31 3,43 -741,2 -1,006 ЛЭП 6 22 69 опора - ТП 53-4 0,17 0,08 -17,6 -0,143 ЛЭП 8 23 81 опора - ТП 53-10 0,06 0,03 -6,4 ЛЭП 9 31 87 опора - ТП 53-11, 53-15 0,71 0,33 -72 ЛЭП 11 24 112 опора - ТП 53-13 0,01 0 -0,8 ЛЭП 12 32 117 опора - ТП 53-21 0,01 0,01 -93,3 ЛЭП 13 33 125 опора - ТП 53-5 0,01 0 -0,6 ЛЭП 14 25 129 опора - ТП 53-8, 53-9, 53-20 0,92 0,43 -93,3 I max 51,84 51,534 48,289 45,364 5,874 Режим 2 dV% P_нач Q_нач I max 0,39 0,73 0,54 0,04 0,01 0,126 0,43 0,42 0,536 0,614 0,618 0,883 0,91 0,995 0,89 0,013 -0,017 -0,046 -0,342 -0,069 0,943 1,394 3,88 42,17 5,974 0,071 0,206 0,194 0,249 0,265 0,253 0,364 0,344 0,145 -0,213 dV% 5,738 18,89 18,334 23,399 26,486 26,393 37,745 38,448 38,807 35,392 -0,02 -0,11 -0,06 -0,03 -0,06 -0,03 -0,03 -2,27 -0,01 -0,04 -0,072 6,456 -0,143 13,805 -0,074 6,48 -0,027 4,014 -0,016 1,205 -0,116 11,804 0 0,12 0 0 0 0,13 0,01 0 0 3,62 0,01 -0,145 -0,31 -0,146 -0,09 -0,026 -0,266

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист Продолжение таблицы А3 № докум. 1 1 1 0 ЛЭП 15 26 132 опора - ТП 53-16 ЛЭП 16 27 156 опора - ТП 53-19 ЛЭП 17 28 157 опора - ТП 53-12 ЛЭП 3 29 37 опора - ТП 53-6 0,02 0,01 -1,6 -0,05 -0,029 2,298 0 0,08 0,04 -8 -0,164 -0,086 7,194 0,01 0,04 0,02 -4 -0,265 -0,144 11,664 0,01 0,01 0 -1 -0,056 -0,028 2,345 0 Подп. Дата КП.92.13.04.02.15-ЭЭм Лист

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист Таблица А4. Расчетные данные по ветвям фидера 15-142. № докум. Подп. Дата КП.92.13.04.02.15-ЭЭм Лист S N_нач N_кон Название R, Ом X,Ом B, См P_нач, МВт Q_нач, МВар I max,А dV% P_нач, МВт Q_нач, I max, А dV% 0 1 2 О-24 - 26 опора 0,48 0,66 -156 -0,102 -0,042 4,786 0,04 0 2 3 26 опора - 35 опора 0,17 0,23 -54 0,082 0,022 3,109 -0,01 0 3 4 35 опора - 37 опора 0,04 0,05 -12 0,034 -0,019 1,466 0 0 4 5 37 опора - 40 опора 0,06 0,08 -18 0,215 0,067 8,267 -0,01 0 5 6 40 опора - 44 опора 0,07 0,1 -24 0,077 0,026 2,961 0 0 6 7 44 опора - 54 опора 0,18 0,25 -60 -0,051 -0,007 2,049 0,01 0 7 8 54 опора - 69 опора 0,28 0,38 -90 0,05 0,056 2,749 -0,01 0 8 9 69 опора - 71 опора 0,04 0,05 -12 -0,09 -0,033 3,542 0 0 9 10 71 опора - 97 опора 0,48 0,66 -156 -0,006 0,002 1,38 0,01 0 10 11 97 опора - 103 опора 0,11 0,15 -36 -0,467 -0,225 19,15 0,03 0 11 12 103 опора - 105 опора 0,04 0,05 -12 -0,55 -0,275 22,604 0,01 0 12 13 105 опора - 120 опора 0,28 0,38 -90 -0,52 -0,26 21,703 0,1 1 13 14 120 опора - 123 опора 0,06 0,08 -18 1 14 15 123 опора - 140 опора 0,31 0,43 -102 1 15 16 140 опора - Реклоузер 0,61 0,83 -198 0,1 0,09 4,933 -0,05 1 16 17 Реклоузер - 202 опора 0,53 0,73 -174 0,103 0,048 4,146 -0,03 1 17 18 202 опора - 204 опора 0,05 0,05 -11,4 0,11 -0,084 5,152 0 1 18 19 204 опора - 229 опора 0,63 0,59 -142,5 -0,257 -0,117 10,951 0,1 1 19 20 229 опора - 234 опора 0,08 0,07 -17,1 -0,246 -0,123 10,149 0,01 1 20 21 234 опора - 244 опора 0,25 0,24 -57 -0,108 -0,035 4,375 0,02 1 21 22 244 опора - ПС В-19 0,48 0,45 -108,3 0,076 0,054 3,44 -0,02 0 2 29 26 опора - ТП 142-8 0,06 0,03 -5,6 -0,23 -0,113 9,428 0,01 0 3 30 35 опора - ТП 142-1 0,06 0,03 -6 -0,031 -0,012 1,238 0 0 4 31 37 опора - ТП 142-10 0,09 0,04 -8,8 -0,229 -0,113 9,392 0,01 0 5 23 40 опора - ТП 142-16 0,01 0,01 -1,2 -0,102 -0,041 4,037 0 0 6 24 44 опора - ТП 142-6 0,01 0 -0,8 -0,209 -0,097 8,461 0 0 7 32 54 опора - ТП 142-14 0,02 0,01 -1,6 -0,253 -0,122 10,288 0 0 8 25 69 опора - ТП 142-19 0,01 0 -0,8 -0,099 -0,045 4,01 0 0 9 26 71 опора - ТП 142-17 0,27 0,13 -27,2 -0,09 -0,039 3,721 0,01

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист Продолжение таблица А4 № докум. 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 Подп. Дата 10 11 12 13 14 15 17 18 19 20 21 33 34 35 36 27 37 38 28 39 40 41 97 опора - ТП 142-18 103 опора - ТП 142-5 105 опора - ТП 142-7 120 опора - ТП 142-13 123 опора - Отпайка 140 опора - ТП 142-4 202 опора - ТП 142-3 204 опора - ТП 142-12 229 опора - ТП 142-9 234 опора - ТП 142-15 244 опора - ТП 142-2 0,01 0,1 0,37 0,06 5,39 0,04 3,8 0,01 0,09 0,16 0,17 0 -0,6 -0,217 -0,097 8,714 0 0,05 -10,4 -0,103 -0,045 4,163 0,01 0,17 -37,5 -0,06 -0,02 2,462 0,01 0,03 -6 -0,074 -0,011 2,758 0 2,53 -546,3 0,02 -4,4 0,003 0,013 0,481 0 1,78 -385,6 0 0,096 3,506 -0,03 0 -0,6 -0,137 -0,032 5,18 0 0,04 -8,6 -0,07 -0,027 2,764 0 0,07 -15,8 -0,23 -0,11 9,426 0,02 0,08 -17,6 -0,228 -0,11 9,345 0,02 КП.92.13.04.02.15-ЭЭм Лист

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист Таблица А5. Расчетные данные по ветвям фидера 15-145. № докум. Режим 1 P_нач Q_нач -0,001 0,032 -0,009 0,04 -0,013 0 -0,023 -0,02 0,006 -0,011 0,02 -0,008 0,01 -0,014 -0,011 0,004 Подп. Дата КП.92.13.04.02.15-ЭЭм Лист S N_нач N_кон Название R,Ом X,Ом B, См 0 1 2 ПС В-5 - 44 опора 1,46 0,94 -224,8 0 2 3 44 опора - ДР 1/145 1,12 0,72 -171,5 0 3 4 ДР 1/145 - 81 опора 0,5 0,32 -76,4 0 4 5 81 опора - 85 опора 0,14 0,09 -21,8 0 5 6 85 опора - 95 опора 0,39 0,25 -60,1 0 6 7 95 опора - ДР 2/145 0,25 0,16 -38,2 0 7 8 ДР 2/145 - 104 опора 0,14 0,09 -21,8 0 8 9 104 опора - 107 опора 0,11 0,07 -16,4 1 9 10 107 опора - 123 опора 0,57 0,37 -87,4 1 10 11 123 опора - 130 опора 0,25 0,16 -38,2 1 11 12 130 опора - 133 опора 0,11 0,07 -16,4 1 12 13 133 опора - 136 опора 0,11 0,07 -16,4 1 13 14 136 опора - ДР 3/145 0,04 0,03 -6,4 1 14 15 ДР 3/145 - 139 опора 0,07 0,05 -10,9 1 15 16 139 опора - 199 опора 1,51 1,41 -342 1 16 17 199 опора - ТП 35-5 1,21 0,78 -185,6 0 2 18 44 опора - ТП 145-2 0,01 0 -0,9 -0,016 0 2 19 44 опора - ТП 145-14 1,01 0,47 -102,4 -0,003 0 4 20 81 опора - ТП 145-17 И ТП 145-9 0,37 0,24 -56,4 -0,007 0 5 22 85 опора - ТП 145-3 ТП 145-8 0,32 0,15 -32 -0,037 0 6 21 95 опора - ТП 145-4 0,17 0,08 -17,6 -0,03 0 8 23 104 опора - ТП 145-12 0,05 0,03 -7,3 -0,025 0 9 24 107 опора - ТП 145-13 0,07 0,05 -10,9 -0,032 1 10 25 123 опора - ТП 145-1 0,3 0,14 -30,8 1 11 26 130 опора - СТП 1,01 0,65 -154,7 1 12 27 133 опора - ТП 145-10 0,02 0,02 -3,6 1 13 28 136 опора - ТП 145-7 ТП 145-5 ТП 145-6 1,42 0,67 -144 1 15 29 139 опора - ТП 145-11 0,02 0,02 -3,6 1 16 30 199 опора - ТП 145-15 0,28 0,13 -28 0,015 0,024 0,012 -0,009 -0,008 -0,005 -0,01 I max 1,157 1,495 0,854 1,27 0,98 0,978 0,796 0,443 dV% -0,001 -0,001 0,004 0,002 0,001 -0,001 0 0 Режим 2 P_нач Q_нач I max dV% 0,026 -0,013 0,028 0,005 -0,037 0 -0,027 0,034 0,026 0,057 0,133 0,016 1,496 0 1,348 0 1,381 0 2,111 0 5,074 -0,03 1,099 0 -0,025 -0,015 -0,046 -0,016 -0,028 0,026 0,011 0,013 0,011 -0,007 1,324 0,675 1,886 0,697 1,137 0,809 0 0,882 -0,001 0,495 0,001 1,484 0,005 1,19 0,002 0,931 0,001 1,264 0,001 0,01 0 0,03 0 0

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист Таблица А6. Расчетные данные по ветвям фидера 15-261. № докум. S Подп. Дата КП.92.13.04.02.15-ЭЭм 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 1 0 Tип ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП ЛЭП N_нач 1 2 3 4 5 7 8 10 11 12 2 3 4 6 7 8 9 10 11 12 6 9 N_кон 2 3 4 5 6 8 9 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 7 10 Название В-1 - 1 опора 1 опора - 8 опора 8 опора - 9 опора 9 опора - ТП 261-12 ТП 261-12 - 25 опора 28 опора - 36 опора 36 опора - 39 опора 50 опора - 51 опора 51 опора - 53 опора 53 опора - ТП 261-10 1 опора - ТП 261-11,20 8 опора - ТП 261-2,3 9 опора - ТП 261-17 25 опора - ТП 261-16 28 опора - ТП 261-13,14 36 опора - ТП 261-6,4,18,5 39 опора - ТП 261-19 50 опора - ТП 261-9,7,8 51 опора - ТП 261-1 53 опора - ТП 261-15 25 опора - 28 опора 39 опора - 50 опора R, Ом X, Ом B, См 0,04 0,02 -5,9 0,19 0,18 -42,8 0,03 0,03 -6,2 0,19 0,18 -42,8 0,25 0,23 -55,6 0,16 0,15 -37 0,08 0,08 -18,5 0,04 0,02 -5,9 0,08 0,05 -11,8 0,15 0,1 -23,7 0,27 0,25 -60,8 0,11 0,05 -11,2 0,01 0 -1 0,07 0,04 -10 0,32 0,29 -68,2 0,82 0,76 -185,2 0,07 0,05 -11,5 0,73 0,34 -73,6 0,27 0,13 -27,2 0,16 0,1 -24,6 0,08 0,08 -18,5 0,3 0,28 -67,9 P_нач, Q_нач, МВт МВар I max, А dV% -0,202 -0,085 8,056 0 -0,021 -0,011 1,105 0 -0,098 -0,07 4,452 0 -0,286 -0,117 11,475 0,03 0,012 0,028 1,116 0 0,059 -0,019 -0,105 -0,111 -0,189 -0,004 -0,076 -0,084 -0,001 -0,019 -0,051 -0,049 -0,082 0,002 -0,027 -0,034 2,187 1,022 4,333 4,549 7,797 0,153 2,976 3,342 0 0 0 0,01 0,03 0 0 0 -0,042 -0,045 -0,191 -0,006 -0,073 0,025 -0,015 -0,079 0,006 -0,029 1,781 1,774 7,879 0,315 2,973 0,01 0 0,07 0 0,01 -0,001 -0,019 1,313 0 Лист

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист Таблица А7. Расчетные данные по ветвям фидера 15-262. № докум. Режим 1 P_нач Q_нач -0,228 -0,085 -0,09 -0,019 -0,09 -0,023 -0,065 -0,024 -0,025 -0,011 Подп. Дата КП.92.13.04.02.15-ЭЭм Лист S N_нач N_кон Название R, Ом X, Ом B, См 0 1 2 ПС В-59 - 4 опора 0,07 0,06 -15,2 0 2 3 4 опора - 50 опора 0,07 0,06 -15,2 0 3 4 50 опора - 64 опора 0,24 0,22 -53,2 0 4 5 64 опора - 65 опора 0,02 0,02 -3,8 0 5 6 65 опора - 66 опора 0,02 0,02 -3,8 1 6 7 66 опора - ДР 1/262 0,2 0,19 -45,6 1 7 8 ДР 1/262 - 85 опора 0,12 0,11 -26,6 1 8 9 85 опора - 90 опора 0,08 0,08 -19 1 9 10 90 опора - 96 опора 0,1 0,09 -22,8 1 10 11 96 опора - ДР 5/262 0,05 0,05 -11,4 1 11 12 ДР 5/262 - 101 опора 0,1 0,1 -23,8 1 12 13 101 опора - ПС В-21 0,08 0,07 -18 0 2 24 4 опора - ТП 262-1, 2, 3, 13, 20, 21 0,04 0,02 -4 -0,138 0 4 28 64 опора - ТП 262-18 0,01 0,01 -1,8 -0,025 0 5 29 65 опора - ТП 262-12, ТП 47-32 0,12 0,11 -26,6 -0,039 0 6 30 66 опора - ТП 262-10 0,04 0,02 -4 -0,025 1 8 14 85 опора - 1 опора отпайки 0,05 0,05 -11,4 1 14 15 1 опора отпайки - 1А опора отпайки 0,02 0,02 -3,8 1 15 16 1А опора отпайки - 2 опора отпайки 0,16 0,15 -35,2 1 16 17 2 опора отпайки - 5 опора отпайки 0,02 0,02 -3,8 1 16 18 2 опора отпайки - 3 опора отпайки 0,03 0,03 -7,6 1 18 19 3 опора отпайки - 5 опора отпайки 0 0 -0,6 1 19 20 5 опора отпайки - 12 опора отпайки 0,02 0,02 -3,8 1 20 21 12 опора отпайки - 18 опора отпайки 0,13 0,12 -28,5 1 21 22 18 опора отпайки - ТП 148-29 0,02 0,02 -3,6 1 22 23 ТП 148-29 - ПС В-19 0,14 0,07 -14,4 1 9 25 90 опора - ТП 262-11 0,05 0,05 -12,4 1 10 26 96 опора - ТП 262-4 0,02 0,01 -1,6 I max dV% 8,96 0,01 3,39 0 3,541 0,01 2,531 0 1,022 0 -0,07 5,69 -0,012 1,039 -0,014 1,623 -0,012 1,039 0 0 0 0 Режим 2 P_нач Q_нач -0,228 -0,085 -0,09 -0,019 -0,09 -0,023 -0,065 -0,024 -0,025 -0,011 I max dV% 8,967 0,01 3,397 0 3,547 0,01 2,533 0 1,022 0 0 0,063 0,126 0,126 0,136 -0,138 -0,025 -0,039 -0,025 0 0,025 0,051 0,048 0,046 -0,07 -0,012 -0,014 -0,012 0,173 0 2,479 0 4,981 0 4,943 -0,01 5,263 -0,01 5,69 0 1,038 0 1,623 0 1,038 0 0,016 -0,064 0,105 0,121 0,136 0,176 0,176 0,176 -0,063 -0,063 -0,03 -0,025 -0,071 -0,065 -0,058 -0,055 -0,062 -0,063 -0,029 -0,032 1,536 0 2,525 0 4,681 0 5,028 0 5,452 0 6,834 -0,01 6,851 0 6,897 -0,01 2,596 0 2,596 0

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист Продолжение таблицы А7 № докум. 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Подп. Дата 12 14 15 17 16 18 19 20 21 27 31 32 33 34 35 36 37 38 101 опора - ТП 262-19 1 опора отпайки - ТП 262-5,7 1А опора отпайки - ТП 262-16 5 опора отпайки - ТП 262-8,15 2 опора отпайки - ТП 262-23 3 опора отпайки - ТП 262-9 5 опора отпайки - ТП 262-14 12 опора отпайки - ТП 262-6 18 опора отпайки - ТП 262-17 0,02 0,1 0,68 0,13 2,76 0,01 0,05 0,63 0,01 0,02 -3,8 0,09 -22,8 0,64 -153,9 0,13 -30,4 1,3 -280 0,01 -1,4 0,02 -4,8 0,3 -64 0,01 -1,8 -0,01 -0,004 0,409 -0,016 -0,064 -0,025 -0,016 -0,016 -0,039 0 0,03 -0,025 0,057 -0,008 -0,007 -0,004 0 0 1,245 0 2,64 0 2,269 0,02 0,649 0 0,649 0 1,623 0,01 0,017 0 КП.92.13.04.02.15-ЭЭм Лист

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист Таблица А8. Расчетные данные по ветвям связки фидеров 15-46, 15-143, 15-146. S N_нач № докум. Подп. Дата КП.92.13.04.02.15-ЭЭм Лист 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2 3 4 5 6 7 9 8 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 2 3 4 5 6 8 9 10 N_кон 2 3 4 5 6 7 8 10 9 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 32 23 33 24 25 34 35 26 Название 58 опора - 83 опора 83 опора - 92 опора 92 опора - 94 опора 94 опора - 107 опора 107 опора - ДВ 1-146 ДВ 1-146 - 110 опора 110 опора - 118 опора 120 опора - 120 опора 118 опора - 120 опора 120 опора - 127 опора 127 опора - 128 опора 128 опора - 129 опора 129 опора - 131 опора 131 опора - 140 опора 140 опора - 142 опора 142 опора - 149 опора 149 опора - ТП 146-9 ТП 146-9 - ДР 4-146 ДР 4-146 - 180 опора 180 опора - 200 опора 200 опора - ТП 46-10 83 опора - ТП 146-2 92 опора - ТП 146-3 94 опора - ТП 146-4 107 опора - ТП 146-5 ДВ 1-146 - ТП 146-19 118 опора - ТП 143-1 120 опора - ТП 146-16 120 опора - ТП 146-8 R, Ом X,Ом B, См P_нач Q_нач I max dV% 2,06 1,33 -316,7 0 0 2,856 0,02 0,63 0,59 -142,5 0,003 -0,071 3,914 0,02 0,23 0,21 -51,3 0,012 -0,129 5,252 0,01 0,03 0,05 -11,4 0,038 -0,127 5,008 0 0,46 0,3 -71 0,065 -0,127 5,838 0 0,04 0,02 -5,5 0,076 -0,14 5,936 0 0,07 0,05 -10,9 0,075 -0,142 6,012 0 0,07 0,05 -10,9 -0,043 -0,015 1,724 0 0,28 0,18 -43,7 -0,068 -0,019 2,736 0,01 0,25 0,16 -10,9 0,04 0,02 -38,2 0,04 0,02 -5,5 0,068 0,034 2,832 0 0,07 0,05 -5,5 0,135 0,067 5,59 -0,01 0,32 0,21 -10,9 0,16 0,078 6,629 -0,03 0,07 0,05 -49,1 0,175 0,085 7,224 -0,01 0,33 0,16 -10,9 0,192 0,081 7,743 -0,03 0,05 0,02 -33,6 0,235 0,099 9,464 -0,01 1,33 0,62 -4,8 0,261 0,105 10,451 -0,17 0,09 0,04 -134,4 0,262 0,104 10,436 -0,01 0,95 0,44 -9,6 0,27 0,072 10,353 -0,12 0,24 0,11 -96 0,331 -0,002 12,301 -0,03 0,01 0,01 -1,8 -0,005 -0,002 0,213 0 1,1 0,52 -112 -0,009 0,023 0,924 0 0,01 0,01 -2,3 -0,027 -0,013 1,131 0 0,5 0,24 -51,2 -0,027 -0,001 1,124 0,01 0,07 0,04 -10,1 -0,011 -0,003 0,463 0 0,08 0,08 -19 0,142 -0,126 7,133 0 -0,6 -0,028 -0,014 1,153 0 0,16 0,07 -16 -0,043 -0,018 1,785 0

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист Продолжение таблицы А8 № докум. Подп. Дата КП.92.13.04.02.15-ЭЭм 1 0 0 0 0 0 0 0 11 12 13 14 15 16 17 20 27 28 29 36 37 30 38 31 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 21 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 41 42 43 44 45 46 47 48 39 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 56 54 57 58 55 59 127 опора - ТП 146-7 128 опора - ТП 146-1 129 опора - ТП 146-10 131 опора - ТП 146-6 140 опора - ТП 146-18 142 опора - ТП 146-17 149 опора - ТП 146-13 180 опора - ТП 146-11 200 опора - ТП 14615,12,14 О-24 - 34 опора 34 опора - 35 опора 35 опора - 52 опора 52 опора - 56 опора 56 опора - 57 опора 57 опора - 62 опора 62 опора - 90 опора 90 опора - 95 опора 95 опора - 100 опора 100 опора - 117 опора 117 опора - ТП 143-1 34 опора - ТП 143-8 35 опора - ТП 143-9 52 опора - ТП 143-7 56 опора - ТП 143-5 57 опора - ТП 143-11 62 опора - ТП 143-4 90 опора - ТП 143-6 95 опора - ТП 143-10 0,16 0,03 0,02 0,02 0,07 0,01 0,01 0,01 0,01 0,05 0,13 0,01 0,02 0,08 4,14 1,41 0,04 0,7 0,17 0,04 0,21 0,82 0,15 0,15 0,5 0,06 0,08 0,25 0,03 5,17 0,01 0,01 0,33 0,01 1,94 0,91 0,03 0,45 0,11 0,03 0,13 0,77 0,14 0,14 0,47 0,05 0,05 0,16 0,02 3,34 0,01 0,31 0,01 -16 -2,8 -2 -2,4 -0,5 -1,4 -4,8 -20 -0,069 -0,069 -0,027 -0,018 -0,017 -0,043 -0,009 -0,034 -0,035 -0,014 -0,009 -0,009 -0,021 0,001 2,882 2,885 1,14 0,742 0,719 1,796 0,366 0 0 0 0 0 0 0 -420 -216,6 -6,4 -108,3 -25,5 -6,4 -31,9 -186,2 -33,3 -33,3 -113,1 -13,3 -12,7 -37,8 -5,7 -795,1 -0,9 -1,4 -74,4 -2,2 -0,061 -0,785 -0,778 -0,734 -0,71 -0,485 -0,468 -0,458 -0,345 -0,321 -0,312 -0,294 -0,02 -0,044 -0,03 -0,225 -0,03 -0,012 -0,112 -0,029 0,071 0,227 0,159 0,171 0,154 0,068 0,085 0,082 0,076 0,083 0,073 0,054 -0,007 -0,014 -0,014 0,078 -0,015 -0,006 -0,039 -0,014 3,468 29,96 29,226 27,735 26,787 18,053 17,56 17,155 13,059 12,235 11,824 11,064 0,809 1,848 1,232 9,329 1,233 0,486 4,642 1,195 0,09 0,37 0,01 0,18 0,04 0,01 0,04 0,13 0,02 0,01 0,05 0,01 0 0,01 0 0,49 0 0 0,02 0 Лист

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист Продолжение таблицы А8 № докум. Подп. Дата КП.92.13.04.02.15-ЭЭм 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 49 50 51 62 63 64 65 66 67 68 69 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 63 60 61 34 63 64 65 66 67 68 69 70 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 100 опора - ТП 143-2 117 опора - ТП 143-3 ТП 143-1 - ТП 143-1 В-19 - 14 опора 14 опора - 33 опора 33 опора - 39 опора 39 опора - 53 опора 53 опора - 64 опора 64 опора - ДР 1-46 ДР 1-46 - 76 опора 76 опора - 77 опора 95 опора - 96 опора 96 опора - 104 опора 104 опора - 105 опора 105 опора - 106 опора 106 опора - ДР 3-46 ДР 3-46 - 137 опора 137 опора - 155 опора 155 опора - ДР 2-46 ДР 2-46 - 159 опора 159 опора - 162 опора 162 опора - 168 опора 168 опора - 190 опора 190 опора - 207 опора 207 опора - 210 опора 210 опора - 220 опора 220 опора - 233 опора 233 опора - В-17 14 опора - ТП 46-3 0,19 0,02 0,12 0,01 -29,1 -2,7 0,58 0,79 0,25 0,58 0,46 0,04 0,46 0,04 0,04 0,33 0,04 0,04 0,21 1,08 0,75 0,04 0,12 0,12 0,25 0,91 0,7 0,12 0,41 0,54 0,54 1,07 0,37 0,51 0,16 0,37 0,29 0,03 0,29 0,03 0,03 0,21 0,03 0,03 0,13 0,7 0,48 0,03 0,08 0,08 0,16 0,59 0,45 0,08 0,27 0,35 0,35 0,5 -89,2 -121 -38,2 -89,2 -70,1 -6,4 -70,1 -6,4 -6,4 -51 -6,4 -6,4 -31,9 -165,6 -114,7 -6,4 -19,1 -19,1 -38,2 -140,1 -108,3 -19,1 -63,7 -82,8 -82,8 -108 -0,009 -0,018 -0,144 -0,545 -0,471 -0,436 -0,435 -0,424 -0,057 -0,057 -0,032 -0,013 -0,006 0,002 -0,008 0,133 0,299 0,266 0,241 0,204 0,189 0,062 0,061 0,049 0,027 0,012 0,381 0,745 7,25 22,775 19,833 18,296 17,665 17,076 3,101 3,065 2,171 1,097 0,504 0 0 0 0,08 0,1 0,03 0,07 0,06 0 0 0 0 0 0 0 0,034 0,033 0,032 0,046 0,058 0,071 0,083 0,152 0,17 0,169 0,138 -0,014 -0,005 -0,012 -0,036 -0,063 -0,064 -0,088 -0,136 -0,146 -0,175 -0,228 -0,236 -0,267 -0,319 0,02 0,458 1,956 2,663 2,67 2,791 3,786 5,743 7,134 8,013 10,211 11,134 12,229 13,431 0,888 0 0,01 0 0 0 0 0 0,01 0,01 0 0 0 0,02 0 Лист

Инв № подл Подп. и дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. и дата Изм. Лист Продолжение таблицы А8 № докум. Подп. Дата КП.92.13.04.02.15-ЭЭм 0 0 0 0 63 64 65 66 90 91 92 93 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 ё 0 0 0 0 0 0 67 69 70 71 72 73 74 75 77 78 80 81 82 83 84 84 85 86 87 70 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 71 0 22 94 14 опора - ТП 46-32и 1 33 опора - ТП 46-27 39 опора - ТП 46-29 53 опора - ТП 46-5 64 опора - Отпайка на 1514 76 опора - ТП 46-28и 33 77 опора - ТП 46-12 95 опора - ТП 46-7 96 опора - ТП 46-15 104 опора - ТП 46-13 105 опора - ТП 46-4 106 опора - ТП 46-36 137 опора - ТП 46-37 155 опора - ТП 46-16 159 опора - ТП 46-18 162 опора - ТП 46-17и 24 168 опора - ТП 46-19 190 опора - ТП 46-20 207 опора - ТП 46-21 207 опора - ТП 46-22и 11 210 опора - ТП 46-2 220 опора - ТП 46-25 233 опора - ТП 46-38 77 опора - 95 опора ТП 46-10 - Отпайка на 1514 0,41 0,35 0,99 0,03 0,26 0,16 0,46 0,01 -62,8 -35,2 -100 -3,2 -0,057 -0,035 0 -0,028 -0,013 -0,009 0,025 -0,014 2,349 1,458 0,906 1,173 0,01 0,01 0 0 4,34 0,22 0,08 0,06 0,68 0,08 0,02 0,09 0,03 0,02 1,03 1,99 0,32 0,08 0,58 1,59 0,34 0,59 0,01 0,75 2,04 0,14 0,05 0,03 0,32 0,05 0,01 0,08 0,02 0,01 0,48 0,93 0,15 0,04 0,37 0,75 0,22 0,28 0,01 0,48 -440 -33,2 -12,7 -6,4 -68,8 -12,7 -2,7 -19,9 -5,3 -2,4 -104,8 -201,6 -32 -8 -89,2 -161,2 -52,8 -60 -1,5 -114,7 -0,371 -0,026 -0,014 -0,007 -0,007 -0,006 0,105 -0,006 -0,004 -0,002 0,013 0 14,175 1,088 0,581 0,297 0,542 0,247 0,6 0 0 0 0 0 0 -0,035 0 -0,014 -0,012 -0,014 -0,015 -0,022 -0,048 -0,022 0 -0,021 -0,019 0,005 -0,016 0,001 0,019 0,044 0,001 -0,005 0,011 0,015 0,002 0,015 -0,011 0,052 0,185 1,443 0,038 0,866 1,673 0,575 0,592 0,909 1,986 0,911 0,545 0,868 2,025 0 0 0 0 0 0 0 0,01 0,03 0 0 0 0 0,353 -0,013 13,083 0 Лист

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

Рецензия от Игорь Беклемешев

Диплом 3 степени участника Международного конкурса проектов в сфере образования

больше 6 лет назад

Рецензия от Игорь Беклемешев

Диплом финалиста всероссийского конкурса квалификационных работ выпускников технических вузов по электроэнергетическим и электротехническим тематикам

больше 6 лет назад

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв