Математическое Моделирование электрической сети, оснащенной средствами секционирования и резервирования и усовершенствованная схема секционирующего пункта 0,38 кВ

05.20.02

УДК 519.8:621.311.1

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ, ОСНАЩЕННОЙ СРЕДСТВАМИ СЕКЦИОНИРОВАНИЯ И РЕЗЕРВИРОВАНИЯ И УСОВЕРШЕНСТВОВАННАЯ СХЕМА СЕКЦИОНИРУЮЩЕГО ПУНКТА 0,38 кВ

© 2016

Виноградова Алина Васильевна, кандидат технических наук, доцент кафедры «Электроснабжение» Виноградов Александр Владимирович, кандидат технических наук,

доцент кафедры «Электроснабжение» Лукьянов Юрий Игоревич, магистрант кафедры «Электроснабжение» Орловский государственный аграрный университет, Орел

Аннотация. Применение средств секционирования и резервирования, особенно совместно, в сетях 0,38 кВ влечет за собой необходимость учета того факта, что в различных ситуациях могут значительно изменяться токи и напряжения в различных точках такой сети. Это требует создания математической модели линии электропередачи (ЛЭП), содержащей средства секционирования и резервирования. Наиболее подходящим методом для математического моделирования режимов работы ЛЭП с учетом указанных выше требований является метод фазных координат. В соответствии с методом фазных координат любой элемент трехфазной сети: участок линии электропередачи, нагрузка, короткое замыкание, трансформатор, представляют 2К-полюсником, в свою очередь, представляемом матрицей.

В нашем случае с помощью математического моделирования с применением метода фазных координат ставилась задача определения напряжений и токов на участках резервной ЛЭП после срабатывания устройства АВР. Модель позволяет выполнить расчеты для любых сочетаний нагрузок, протяженностей ЛЭП и мощностей трансформаторов. Для того, чтобы выполнить расчеты, необходимо каждый элемент схемы замещения линии заменить моделью, выполненной в соответствии с методом фазных координат и затем составить уравнения, позволяющие определить токи и напряжения в каждой контрольной точке.

Другой задачей работы являлось совершенствование схемы секционирущего пункта (СП). При использовании схемы обхода главных цепей СП (с целью вывода его из работы для проведения технического обслуживания, настройки), на обходном шинопроводе и на нижних контактах рубильника возникает опасность поражения электрическим током обслуживающего СП персонала. Это связано с тем, что данный шинопровод выполнен без указателя напряжения, который бы привлекал внимание электромонтёра и предупреждал его о возможной опасности. Поэтому схема СП доработана с учетом выполнения обходной цепи и установки указателя напряжения для сигнализации о наличии напряжения на нижних контактах рубильника.

Ключевые слова: бесперебойное электроснабжение, безопасность обслуживания секционирующих пунктов, математическое моделирование электрической сети, средства секционирования и резервирования, метод фазных координат, повышение надежности электроснабжения, секционирование линий электропередачи.

THE MATHEMATICAL MODELING OF ELECTRICAL NETWORK, PROVIDED WITH MEANS FOR PARTITIONING AND BACKUP AND IMPROVED CIRCUIT SECTION POST 0,38 kV

© 2016

Vinogradova Alina Vasilievna, the candidate of technical sciences the assistant professor of the chair «Power Supply» Vinogradov Alexander Vladimirovich, the candidate of technical sciences the assistant professor of the chair «Power Supply» Lukyanov Yuriy Igorevich, the under graduate student of the chair «Power Supply» Orel State Agrarian University, Orel

Annotation.The usage of means of sectioning and reservation, especially together, in networks of 0,38 kV involves need of the accounting of that fact that in various situations currents and voltage in various points of such network can vary considerably. It demands the creation of mathematical model of the power line containing means of sectioning and reservation. The most relevant method for mathematical modeling of operating modes of the power line taking into account the requirements stated above is the method of phase coordinates. According to method of phase coordinates any element of three-phase network: the sites of a power line, loading, short circuit, the transformer are represented a matrix.

In our case by means of mathematical modeling with application of a method of phase coordinates the task of determination of voltage and currents on sites of the reserve power line after operation of the devices of automatic activation of reserve was set. The model allows executing calculations for any combinations of loadings, for any length of the power line and capacities of transformers. To execute calculations, it is necessary to replace each element of the equivalent circuit of the line with the model realized according to method of phase coordinates and then to work out the equations allowing to define currents and voltage in each control point.

Another problem of this work was to improve the scheme of section post. The usage of the scheme bypass the main circuits of section post (with the aim of output from operation for maintenance and settings) will cause the electric shock of the members of service staff on bypass busbar and the lower contacts of the knife switch. It is connected with the fact that this busbar is executed without index of voltage which constantly would attract the attention and remind to the electrician about the possible danger. Therefore the scheme of the section post is finished taking into account performance of a bypass circuit and installation of the index of voltage for the alarm system about presence of voltage on the lower contacts of a knife switch.

Key words: uninterrupted power supply, security service sectionarea of paragraphs, mathematical modeling of electrical network, means of partitioning and backup, the method of phase coordinates, increasing the reliability of power supply, partitioning of transmission lines.

Введение

Обеспечение бесперебойного электроснабжения -условие нормального функционирования всей инфраструктуры сельских поселений и сельскохозяйственных предприятий.

Надежность электроснабжения потребителей во многом зависит от конфигурации сетей и оснащения их средствами автоматизации [1]. Автоматическое секционирование и резервирование ЛЭП 0,38 кВ позволяет, в качестве одной из мер, повысить надежность электроснабжения сельских потребителей [2]. При автоматическом секционировании ЛЭП делят на несколько участков, применяя для этого коммутационные аппараты, работающие автоматически. АВР, в свою очередь, - это средство для сетевого автоматического включения резерва. АВР практически не нашел применения в сетевом исполнении, то есть когда питание с одного участка ЛЭП 0,38 кВ подается на другой участок ЛЭП 0,38 кВ. Это связано с тем, что сетевое АВР эффективно лишь в случае совместного его применения с секционированием ЛЭП [2; 3; 19]. Кроме того, сетевой АВР возможно применять только для сетей с двусторонним (и более) питанием. Количество секционирующих пунктов (СП) и средств АВР, устанавливаемых в сети, зависит как от

длины секционируемых и резервируемых ЛЭП, так и нагрузки, подключенной к различным участкам этих линий, и других факторов [4, 21].

Материалы и методы Изменение тока и напряжения в различных точках сети 0,38 кВ, под воздействием работы средств секционирования и резервирования, влечет за собой необходимость учета этого факта при моделировании данных сетей и расчете их режимов работы. На рисунке 1 приведена расчетная схема одного из вариантов сети, оснащенной устройствами секционирования и резервирования. Эта схема позволяет анализировать режимы работы сети. Например, если отключается головной участок линии Л1 (рисунок 1), то вслед за этим произойдет отключение СП 2 и последующее включение АВР 2. На линию Л2 будет подключена дополнительная нагрузка и, как следствие, ток в ней увеличится. Ток в линии Л2 с учетом увеличения не должен стать выше допустимого (в зависимости от использованного сечения провода линии Л2). Изменится и напряжение в данной линии. При подключении, в качестве дополнительной, нагрузки активно-индуктивного характера (наиболее вероятная ситуация), напряжение на всех участках Л2 снизится ввиду увеличения потерь напряжения в данной ЛЭП.

Рисунок 1 - Расчетная схема электрической сети, содержащей средства секционирования и резервирования

На сколько снизится напряжение в ЛЭП, будет зависеть, в первую очередь, от значения подключенной к ней нагрузки и во вторую - от протяженности подключенного резервируемого участка ЛЭП, сечения провода на нем, а также подключенной к нему нагрузки. Это снижение не должно выходить за пределы разрешенного ГОСТ 32144-2013 [5]. Не должно выходить за нормы и фактическое напряжение в контрольной точке КТ12 на участке 3 Л1, со стороны СП2.

Указанные выше особенности должны учитываться в математической модели ЛЭП, оснащенной секционирующими устройствами и АВР. С помощью разрабатываемой математической модели должна обеспечиваться возможность выполнять расчет токов и напряжений в каждой точке ЛЭП (по каждой фазе), с учетом того, что нагрузка на резервируемом участке ЛЭП может быть и несимметричной. Метод фазных координат является, для создания такой модели, наиболее подходящим. Развитием этот метод обязан таким ученым, как Солдатов В. А., Попов Н. М., Олин Д. М., Гусейнов А. М., Шагимарда-нов Д. Э. и многим другим [6...11; 20]. Ими разработаны математические модели подавляющего большинства элементов электрических сетей 0,22.35 кВ в фазных координатах, рассмотрены модели различных режимов работы электрических сетей.

Любой элемент трехфазной сети, такой как участок ЛЭП, нагрузка, короткое замыкание, трансформатор, представляют при использовании метода фазных координат в виде 2К-полюсника, который представляется в виде матрицы. В этой матрице отражаются все основные параметры элементов сети: сопротивление и проводимость проводников, сопротивление нагрузок, сопротивление обмоток трансформаторов. Все элементы схемы замещения представляют в виде прямоугольников с входными и выходными токами и напряжениями и называют их 2К-полюсниками, где К - числа фаз или проводов. Напряжения и токи на входах и выходах 2К-полюсников зависят от схемы и указанных выше параметров элемента сети, моделируемого 2К-полюсником.

Ш1> А, В, с; Ц КИ'

^Нй' Цщ2

^шз' ин;з *К13' Цыз

Например, если требуется моделировать участок однофазной сети, имеющей, соответственно, два провода на входе и столько же на выходе, то такой участок изображается в виде 4-полюсника. Если в схеме замещения изображается участок сети с 4-мя проводами на входе и выходе, то получается 8-полюсник. Напряжение в каждой точке сети определяется относительно базисного узла. По этим напряжениям находятся фазные и линейные напряжения и токи в любой точке сети.

Суть метода заключается в том, что при выполнении расчетов схема сети разделяется на участки. Каждый из этих участков в отдельности проще моделировать 2К-полюсником в форме Н. Напряжения и токи удобнее представлять в виде вектора-столбца. При этом метод фазных координат оперирует матрицами и векторами различной размерности, а численные значения всех элементов матриц и векторов являются комплексными величинами. 2К-полюсники в форме Н позволяют определять напряжение и ток на входе по значению напряжения и тока на выходе. Для каждого 2К-полюсника в форме Н справедливы соотношения:

[ия ]=[ 4 Ми« ]+[ В Н ¡к,].

V* № МР* НА ]"Ы ,

Р ] ],[1„ ],[/„. ]

где 1 н ^ к J 1 нJ 1 к -1 - напряжения и токи в начале и в конце ьго участка, представляющие собой векторы-столбцы:

ин =

и на ' Унп II икл' ика икз 1ш = 1ни 1Н. 2 1на 1к,= ' 1кз

иН4 _ Рт. УН 4 _ /к,4 _

[4 № ш № ] -

параметры 2К-полюсника ьго уча-

где

стка в форме Н, представляющие собой квадратные матрицы. Для 4-проводной линии 8-полюсник имеет вид, показанный на рисунке 2.

А1 В. 1

с1 Ц

а)

б)

Рисунок 2 - 2К-полюсник участка 4-проводной линии: а) полный вариант представления; б) упрощенный вариант представления

Все величины в схеме представляют комплексные

числа.

В соответствии с рисунком 2, а, если известны 4 вектора тока и 4 вектора напряжения на выходе 8-полюсника, то можно определить 4 вектора напряжения и 4 вектора тока на входе 8-полюсника. Когда оперируют с известным количеством проводов, схему 2К-полюсника упрощают как это показано на рисунке 2, б, имея в виду, что 1Н1; Инь 1К1; ик - векторы-столбцы с 4 строками.

В нашем случае при математическом моделировании ставилась задача определения напряжений и токов на участках резервной линии Л2 после срабатывания устройства АВР2 (рисунок 1). Принималось, что на каждом

участке линии резервной линии Л2 подключена определенная нагрузка, например на участке 1 Л2 нагрузка S4, на участке 2 Л2 - нагрузка S5 и т. д. Нагрузка других отходящих линий от шин Ш2 трансформаторной подстанции представлена нагрузкой S7, подключенной к этим шинам. После срабатывания АВР2 к линии Л2 будет подключен участок 3 линии Л1, на котором имеется нагрузка, обозначенная S3. В случае, если на участке 3 Л1 произошло КЗ, то это КЗ будет выступать в качестве нагрузки S3. Принимаем, что все нагрузки являются трехфазными и все подключены в конце рассматриваемых участков ЛЭП. Нагрузка S3 подключена на участке 3 линии Л1 непосредственно возле СП2. Этот случай будет самым тяжелым с точки зрения распределения напряже-

ния по участкам ЛЭП. С использованием метода фазных координат выполнена схема замещения линии Л2 с учетом подключенного к ней участка 3 Л1. Каждый элемент расчетной схемы, показанной на рисунке 1, представлен на схеме в виде эквивалентного ему 2К-полюсника с со-

ответствующими параметрами. Расчетная схема замещения представлена на рисунке 3. Расчет напряжений и токов в соответствии со схемой осуществляется последовательно, начиная с конца схемы. При этом необходимо задаться значениями тока 1к и напряжения ик.

Un Ат Вт U10 А s7 Вs7 U9 Ау1 Ву1 U81 А s4 Вs4 U82 Ау2 Ву2 U71 Аs5 Вs5

In Ст D т I10 Сs7 Ds7 I9 Су1 D у1 I8i Сs4 Ds4 I82 Су 2 D у2 I7i Сs5 Ds5

Рисунок 3 - Расчетная схема замещения

Ток Ik принимался равным нулю в случае, когда он контролируется за нагрузкой S3 в точке КТ12 и при этом СП 2 находится в отключенном состоянии. Но данный ток может быть задан и большим нуля при включенном СП 2 и подаче питания на участок 2 линии Л1 с помощью АВР 2. Модель позволяет задавать любое значение тока. Значение напряжения принималось при моделировании исходя из условия, что оно не должно выходить за рамки ГОСТ (длительное отклонение напряжения не должно составлять более 10 % в ту или иную сторону). В зависимости от поставленной задачи можно задаться разными значениями напряжения и производить расчет для двух вариантов, например при отклонении минус 5 % и при минус 10 %. Соответственно, в первом варианте фазное напряжение Uki должно составить 209 В, а во втором -198 В. В обоих рассмотренных случаях можно рассчитать максимально допустимую длину участка 3 Л1 при фиксированной нагрузке S3 (и заданном сечении провода) или максимально разрешенную нагрузку на участке 3 Л1 при его фиксированной длине и так же заданном сечении провода.

Результаты

Разработанная модель позволяет выполнять расчеты параметров рассмотренной электрической сети для различных сочетаний нагрузок, протяженностей участков ЛЭП и мощностей установленных трансформаторов. Для выполнения расчетов каждый элемент схемы замещения представляется моделью, выполненной в виде 2К-полюсника и затем составляются уравнения, позволяющие определить токи и напряжения в каждой заданной контрольной точке. Значения подключенных к участкам ЛЭП нагрузок S4, S5, S6, S3, длин участков линий Л1 и Л2, сечения проводов на участках можно задавать в каждом конкретном случае исходя из характеристик рассчитываемой ЛЭП. Нагрузку S7, подключенную к шинам Ш2, необходимо принять равной максимальной нагрузке, подключаемой к отходящим линиям от шин Ш2 за исключением нагрузки, подключенной к линии Л2.

Далее моделируется нагрузка S3. Формула для определения напряжения U11 и тока I11 (в контрольной точке КТ11), записывается в матричной форме:

\U11\ Ms3 Bs3\ \Uk\ m

I/111 ICs3 Ds3 I ' I Ik I

В развернутом виде уравнения 2К-полюсника нагрузки S3 имеют вид:

Uli = As3-Uk + Bs3-Ik;

1ll = Cs3-Uk + Ds3-Ik.

Зная параметры нагрузки S3:

As3 = E; Bs3 = 0; Сs3 = Y; Ds3 = Е, где Е - единичная матрица

E =

1 0 0 0

0 1 0 0

0 0 1 0

0 0 0 1

0 - нулевая матрица

0 =

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Y 1Ф1 0 0 Y 1Ф1

0 Y 1 Ф2 0 1 Ф2

0 0 Y — Y 1 Ф3

- Y 1Ф1 - Y 1 Ф2 - Y 1 Ф3 1Ф1 + 1Ф2

У- матрица проводимостей нагрузки, параметры которой зависят от вида нагрузки. Например, для сетей с однофазными нагрузками, включенными между фазными и нулевым проводами, можно использовать матрицу проводимостей для 3-х нагрузок (Уф1 - проводимость между соответствующей фазой и нулем):

Y = ТФ (3) =

Можно записать, что напряжение и ток в контрольной точке КТ11 равны:

и11 = ик;

111 = СБ3-Ик + 1к.

Моделируется участок 3 линии 1. Формула для определения напряжения иб2 и тока 162 (в контрольной точке КТ62) в матричной форме:

\ив2\ Ауч 3Л1 Вуч 3Л1 Ш1Ц 1/62 1= Суч3Л1 £>уч3Л1 ' I /111 .

В развернутом виде уравнения 2К-полюсника участка 3 Л1:

И62 = Ауч3Л1-И11 + Вуч3Л1-111;

162 = Суч3Л1-И11 + Буч3ЛЫ11.

Параметры участка 3 Л1: Ауч3Л1 = Е, Вуч3Л1 = 2уч3Л1, Суч3Л1 = 0, Буч3Л1 = Е, где 2уч3Л1 - матрица сопротивлений участка 3 линии Л1,

"г1уч3Л1 о о о "

0 г2уч 3Л1 о о

" о о г з уч3Л1 о

о о о г 4 уч 3Л1

Напряжение и ток в контрольной точке КТ62 определяться:

U62 = U11 + Вуч3ЛЫ11;

I62 = I11.

U11 и I11 выражаются через Uk и Ik и подставляются в формулу для определения U62 и I62. Отсюда: U62 = Uk + ВучЗЛЬСБЗ-ик + ВучЗЛЫк;

I62 = Cs3-Uk + Ik.

Далее аналогично моделируются все нагрузки и участки ЛЭП, входящие в расчетную схему. В конечном виде получается выражение, с помощью которого можно определить напряжение Uk, оно примет вид:

Uk =

ип-1к-2экви

к •Кэкви '

где 2экви - эквивалентное сопротивление рассчитываемой сети, Ом.

гэкви = Вуч3Л1+Ву3-СБб -Вуч3Л 1 +Ву3 +Ву2-СБ5 -Вуч3Л1+ +Ву2-С55-Ву3-Сз6-Вуч3Л1+Ву2-С55-Ву3+ +Ву2 ^6 -Вуч3Л1 +Ву2+Ву1 • сб4 -Вуч3Л1+ +Ву1-С84-Ву3-С8б-Вуч3Л1+Ву1-С84-Ву3+ +Ву1^4^Ву2^5^Вуч3Л1+Ву1^4Яу2^5Яу3^6^ •Вуч3Л1+Ву1-С84-Ву2-С85-Ву3+Ву1-С84-Ву2-С8б-Вуч3Л1+ +Ву1^4^Ву2+Ву1^5^Вуч3Л1+Ву1^5Яу3^6Яуч3Л1+ +Ву1^5Яу3+Ву1^6Яуч3Л1+Ву1+В^7Яуч3Л1+ +В^7^Ву3^6^Вуч3Л1+В^7^Ву3+ +В^7Яу2^5Яуч3Л1+В^7Яу2^5Яу3^6Яуч3Л1+ +Вг^С87^Ву2^С85^Ву3+В1^С87^Ву2^С8б^Вуч3Л1+Вг^С87^Ву2+ +В^7Яу1^4Яуч3Л1+В^7Яу1^4В^3^6Яуч3Л1+ +В^7Яу1^4Яу3+В^7^Ву1^4^Ву2^5^Вуч3Л1+ +В1^С87 •Ву 1 • сб4 -Ву2 -СБ5 -Ву3 • С8б ^Вуч3Л1+

•Вуч3Л1+В^7Яу1^4^Ву2+В^7Яу1^5Яуч3Л1+ +В^7Яу1^5Яу3^6Яуч3Л1+В^7^Ву1^5^Ву3+ +В^7^Ву1^6^Вуч3Л1+В^7^Ву1+В^4^Вуч3Л1+ +В^4^Ву3^6^Вуч3Л1+В№у3+В^4^Ву2^5^Вуч3Л1+ +В^4^Ву2^5^Ву3^6^Вуч3Л1+В№у2^5^Ву3+ +В^4^Ву2^6^Вуч3Л1+В^4^Ву2+В^5^Вуч3Л1+ +В1^С85^Ву3^С8б^Вуч3Л1+Вг^С8б^Вуч3Л1+В1, Ом; Кэкви - коэффициент трансформации ЛЭП, или эквивалентный коэффициент усиления напряжения (если считать от конца к началу ЛЭП), безразмерный:

Кэкви = Вуч3Л1^3+Ву3^6+Ву3^6-Вуч3Л1^3+

+Ву3^3+Ву2^5+Ву2-С85-Вуч3Л1-С83+ +Ву2•Cs5•Ву3•Сs6+Ву2•Cs5•Ву3•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+ +Ву2•Cs5•Ву3•Cs3+Ву2•Сs6+Ву2•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+ +Ву2•Cs3+Ву1•Cs4+Ву1•Cs4•Вуч3Л1•Cs3+Ву1•Cs4•Ву3•Сs6+ +Ву1•Cs4•Ву3•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+Ву1•Cs4•Ву3•Cs3+ +Ву1•Cs4•Ву2•Cs5+Ву1•Cs4•Ву2•Cs5•Вуч3Л1•Cs3+ +Ву1•Cs4•Ву2•Cs5•Ву3•Сs6+ +Ву1•Cs4•Ву2•Cs5•Ву3•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+ +Ву1•Cs4•Ву2•Cs5•Ву3•Cs3+Ву1•Cs4•Сs6+ +Ву1•Cs4•Ву2•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+Ву1•Cs4•Ву2•Cs3+ +Ву 1 •Cs5+Ву 1 •Cs5 •Вуч3Л1•Cs3+Ву 1 •Cs5 ^Ву3 •Сs6+ +Ву1•Cs5•Ву3•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+Ву1•Cs5•Ву3•Cs3+ +Ву1^6+Ву1^6-Вуч3Л1^3+Ву1^3+В^7+ +Вt•Cs7•Вуч3Л1•Cs3+Вt•Cs7•Ву3•Сs6+ +Вt•Cs7•Ву3•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+Вt•Cs7•Ву3•Cs3+ +Вt•Cs7•Ву2•Cs5+Вt•Cs7•Ву2•Cs5•Вуч3Л1•Cs3+ +Вt•Cs7•Ву2•Cs5•Ву3•Сs6+ +Вt•Cs7•Ву2•Cs5•Ву3•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+ +Вt•Cs7•Ву2•Cs5•Ву3•Cs3+Вt•Cs7•Ву2•Сs6+ +Вt•Cs7•Ву2•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+Вt•Cs7•Ву2•Cs3+ +Вt•Cs7•Ву1•Cs4+Вt•Cs7•Ву1•Cs4•Вуч3Л1•Cs3+ +Вt•Cs7•Ву1•Cs4•Ву3•Сs6+

+В^7-Ву1^4-Ву3^6-Вуч3Л1^3+ +Вt•Cs7•Ву1•Cs4•Ву3•Cs3+Вt•Cs7•Ву1•Cs4•Ву2•Cs5+ +Вt•Cs7мВу1•Cs4мВу2•Cs5•Вуч3Л1•Cs3+ +Вt•Cs7•Ву1•Cs4•Ву2•Cs5•Ву3•Сs6+ +Вt•Cs7•Ву1•Cs4•Ву2•Cs5•Ву3•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+ +Вt•Cs7•Ву1•Cs4•Ву2•Cs5•Ву3•Cs3+Вt•Cs7•Ву1•Cs4•Сs6+ +Вt•Cs7•Ву1•Cs4•Ву2•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+ +Вt•Cs7•Ву1•Cs4•Ву2•Cs3+Вt•Cs7•Ву1•Cs5+ +Вt•Cs7•Ву1•Cs5•Вуч3Л1•Cs3+Вt•Cs7•Ву1•Cs5•Ву3•Сs6+ +Вt•Cs7•Ву1•Cs5•Ву3•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+ +В^7-Ву1^5-Ву3^3+В^7-Ву1^6+ +Вt•Cs7•Ву1•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+Вt•Cs7•Ву1•Cs3+Вt•Cs4+ +Вt•Cs4•Вуч3Л1•Cs3+Вt•Cs4•Ву3•Сs6+ +Вt•Cs4•Ву3•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+Вt•Cs4•Ву3•Cs3+ +Вt•Cs4•Ву2•Cs5+Вt•Cs4•Ву2•Cs5•Вуч3Л1•Cs3+ +Вt•Cs4•Ву2•Cs5•Ву3•Сs6+ +Вt•Cs4•Ву2•Cs5•Ву3•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+ +Вt•Cs4•Ву2•Cs5•Ву3•Cs3+ +Вt•Cs4•Сs6+Вt•Cs4•Ву2•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+ +Вt•Cs4•Ву2•Cs3+Вt•Cs5+ +Вt+Cs5•Вуч3Л1•Cs3+Вt•Cs5•Ву3•Сs6+ +Вt•Cs5•Ву3•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+Вt•Cs5•Ву3•Cs3+Вt•Сs6+ +Вt•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+Вt•Cs3. Выражение для расчета напряжения в начале расчетной схемы по известному напряжению в ее конце примет следующий вид:

ип = ик-к-Кэкви + ¡Ыэкви,

где к - коэффициент трансформации трансформатора Т2, к = 25.

Полученное выражение подобно уравнению любой электрической машины, например, трансформатора. Если в качестве источника неограниченной мощности принимать не ЛЭП 10 кВ, а шины напряжения 0,4 кВ трансформаторной подстанции, то уравнение для расчета напряжения в начале ЛЭП 0,38 кВ примет вид:

ипЛЭП = икКэквиЛЭП + 1ЫэквиЛЭП, (8) где Кэквилэп и 1эквмлэп не будут содержать характеристик трансформатора. Отметим, что и в этом случае уравнение подобно уравнению для электрических машин. То есть ЛЭП можно представлять в виде своеобразного трансформатора с коэффициентом трансформации КэквиЛЭП.

По аналогии можно выразить ток в начале расчетной схемы:

УэквЬик + Кэкв^1к 1п =-+-

или ток в конце схемы при известном токе в ее начале: .. 1п •к-Уэкв1^ик 1к =-,

Кэкв1

где Уэв - эквивалентная проводимость ЛЭП с учетом параметров подключенной к ней нагрузки, 1/Ом:

УЭкв, = Cs7+Cs7•Вуч3Л1•Cs3+Cs7•Ву3•Сs6+ +Cs7•Ву3•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+Cs7•Ву3•Cs3+Cs7•Ву2•Cs5+ +Cs7•Ву2•Cs5•Вуч3Л1•Cs3+Cs7•Ву2•Cs5•Ву3•Сs6+ +Cs7•Ву2•Cs5•Ву3•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+Cs7•Ву2•Cs5•Ву3•Cs3+ +Cs7•Ву2•Сs6+Cs7•Ву2•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+Cs7•Ву2•Cs3+ +Cs7•Ву1•Cs4+Cs7•Ву1•Cs4•Вуч3Л1•Cs3+ +Cs7•Ву1•Cs4•Ву3•Сs6+Cs7•Ву1•Cs4•Ву3•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+ +Cs7•Ву1•Cs4•Ву3•Cs3+Cs7•Ву1•Cs4•Ву2•Cs5+ +Cs7•Ву1•Cs4•Ву2•Cs5•Вуч3Л1•Cs3+ +Cs7•Ву1•Cs4•Ву2•Cs5•Ву3•Сs6+ +Cs7•Ву1•Cs4•Ву2•Cs5•Ву3•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+ +Cs7•Ву1•Cs4•Ву2•Cs5•Ву3•Cs3+Cs7•Ву1•Cs4•Сs6+ +Cs7•Ву1•Cs4•Ву2•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+Cs7•Ву1•Cs4•Ву2•Cs3+ +Cs7•Ву1•Cs5+Cs7•Ву1•Cs5•Вуч3Л1•Cs3+

+Cs7•Ву1•Cs5•Ву3•Сs6+Cs7•Ву1•Cs5•Ву3•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+ +С87-Ву1-С85-Ву3-С83+С87-Ву1^6+ +Cs7•Ву1•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+Cs7•Ву1•Cs3+ +Cs4+Cs4•Вуч3Л1•Cs3+Cs4•Ву3мСs6+ +Cs4•Ву3•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+Cs4•Ву3•Cs3+Cs4•Ву2•Cs5+ +Cs4•Ву2•Cs5•Вуч3Л1•Cs3+Cs4•Ву2•Cs5•Ву3•Сs6+ +Cs4•Ву2•Cs5•Ву3•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+Cs4•Ву2•Cs5•Ву3•Cs3+ +Cs4•Сs6+Cs4•Ву2•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+Cs4•Ву2•Cs3+Cs5+ +Cs5•Вуч3Л1•Cs3+Cs5•Ву3•Сs6+Cs5•Ву3•Сs6•Вуч3Л1•Сs3+

+Cs5•Ву3 •Cs3+Сs6+Сs6•Вуч3Л1 •Сs3+Cs3; Кэкв1 - эквивалентный коэффициент трансформации ЛЭП по току, или эквивалентный коэффициент усиления тока вдоль ЛЭП, безразмерная величина:

Кэкв1 = Cs7•Вуч3Л1+Cs7•Ву3•Сs6•Вуч3Л1+Cs7•Ву3+ +Cs7•Ву2•Cs5•Вуч3Л1+Cs7•Ву2•Cs5•Ву3•Сs6•Вуч3Л1+

+Cs7•Ву2•Сs6•Вуч3Л1+Cs7•Ву2•Cs5•Ву3+Cs7•Ву2+ +Cs7•Ву1•Cs4•Вуч3Л1+Cs7•Ву1•Cs4•Ву3•Сs6•Вуч3Л1+ +Cs7•Ву1•Cs4•Ву3+Cs7•Ву1•Cs4•Ву2•Cs5•Вуч3Л1+ +Cs7•Ву1•Cs4•Ву2•Cs5•Ву3•Сs6•Вуч3Л1+ +Cs7•Ву1•Cs4•Ву2•Cs5•Ву3+Cs7•Ву1•Cs4•Ву2•Сs6•Вуч3Л1+ +Cs7•Ву1•Cs4•Ву2+Cs7•Ву1•Cs5•Вуч3Л1+ +Cs7•Ву1•Cs5•Ву3•Сs6•Вуч3Л1+Cs7•Ву1•Cs5•Ву3+ +Cs7•Ву1•Сs6•Вуч3Л1+Cs7•Ву1+Cs4•Вуч3Л1+ +Cs4•Ву3•Сs6•Вуч3Л1+ +Сs4•Ву3+Cs4•Ву2•Cs5•Вуч3Л1+ +Cs4•Ву2•Cs5•Ву3•Сs6•Вуч3Л1+Cs4•Ву2•Cs5•Ву3+ +Cs4•Ву2•Сs6•Вуч3Л1+Cs4•Ву2+Cs5•Вуч3Л1+ +Cs5•Ву3•Сs6•Вуч3Л1+Cs5•Ву3+Сs6•Вуч3Л1. Используя полученные выражения, возможно определять параметры ЛЭП или нагрузок, подключенных к ним, при известных значениях тока и напряжения в заданных контрольных точках. Это требуется для таких ситуаций, в которых существует возможность проведения измерения тока и напряжения в разных точках ЛЭП. Получены довольно громоздкие выражения, но при компьютерных расчетах, например в программе Mathcad это не является недостатком, так как в этом случае расчет происходит автоматически.

Обсуждение

Разработанная математическая модель дает возможность проводить расчеты для электрических сетей 0,38 кВ, оснащенных средствами секционирования и резервирования. Но на рынке электрооборудования практически не представлены устройства для секционирования ЛЭП 0,38 кВ. Некоторыми авторами предлагаются варианты секционирования ЛЭП с помощью автоматических выключателей [12]. Но в этом случае исключается возможность совместного использования секционирования и резервирования в сети 0,38 кВ. В [2] разработаны схемы устройств секционирования и резервирования. В соответствии с ними собраны и испытаны в лабораторных условиях секционирующие пункты и пункты сетевого и потребительского АВР.

Разработан базовый производственный вариант СП 0,38 кВ. Данное устройство было изготовлено на производственной базе филиала ПАО «МРСК Центра» -«Орелэнерго», после чего оно испытано и в течение года проходило опытную эксплуатацию в Орловском районе электрических сетей [13]. Особенностью изготовленного устройства секционирования является применение вакуумного контактора Ь8М/ТЕЬ производства компании «Таврида-электрик» в качестве коммутационного аппарата, что позволяет отключать токи короткого замыкания [14]. При определении места установки СП в сеть использовалась разработанная математическая модель. По

результатам моделирования рассчитывались токи КЗ в рассматриваемой ЛЭП, определялись необходимые уставки и типы защитных аппаратов [15...18]. Были произведены замеры тока и напряжения на месте установки СП с применением анализатора качества Ресурс -ОТ-2М. Замеры показали сходимость результатов моделирования режимов работы ЛЭП и фактических измерений. Уставки токовых реле, установленных в СП, выбраны с учетом селективности их с уставками автоматического выключателя, установленного в начале ЛЭП, и током плавления вставок предохранителя 10 кВ, установленного на стороне 10 кВ трансформаторной подстанции [2; 13].

По итогам опытной эксплуатации СП 0,38 кВ Филиалом ПАО «МРСК Центра» - «Орелэнерго» было заказано и по их заказу Филиалом ЗАО «ГК «ТАВРИДА ЭЛЕКТРИК» - ОРЛОВСКИЙ ЭТЗ» изготовлено два экземпляра СП 0,38.

В то же время опыт эксплуатации СП показал, что необходимо в схему СП внести дополнительно возможность, с помощью перекидного рубильника, исключать СП 0,38 кВ из цепи для проведения его обслуживания и настроек. Но при использовании схемы обхода главных цепей СП на обходном шинопроводе и на нижних контактах рубильника QS2 (рисунок 4) возникает опасность поражения электрическим током обслуживающего СП персонала. Это связано с тем, что данный шинопровод выполнен без указателя напряжения, который бы постоянно указывал и напоминал электромонтёру о возможной опасности.

Поэтому авторами доработана схема СП с учетом выполнения обходной цепи и установки дополнительно устройства для сигнализации наличия напряжения на нижних контактах рубильника QS2. Доработанная схема представлена на рисунке 3.

Разъединители QS1 и QS2, предусмотренные в схеме, необходимы для ручной коммутации перед и после вакуумного контактора КМ1. Контактор КМ1 необходим для автоматизированной коммутации силовой сети СП. Кнопка SB1 «Стоп» служит для выключения СП 0,38 кВ. Вручную отключить СП можно также за счет отключения QS 1. Реле тока КА 1...КА 3 обеспечивают команду на отключение СП 0,38 при перегрузке или КЗ (одно, двух или трехфазном). Промежуточные реле КЬ 1 и КЬ 2 применено для отключения КМ1 при КЗ на участке ЛЭП за СП. Кнопка SB2 «Пуск» - для восстановления исходного состояния схемы после ручного ее отключения с помощью SB1 «Стоп» или после срабатывания реле тока.

В целях повышения электробезопасности необходимая схема дополнена указателем напряжения на обходном шинопроводе. Данный указатель будет представлять собой прямоугольный блок из жаростойкой пластмассы с расположенными на его лицевой стороне мигающими сигнальными лампами в количестве трёх штук и обозначением фазы, к которой подключена лампа. Лампы используются светодиодные коммутаторные типа СКЛ, красного, зелёного и жёлтого цвета. Также на лицевой стороне под стеклом будет располагаться мигающая светящаяся надпись «НАПРЯЖЕНИЕ НА НИЖНИХ КОНТАКТАХ РУБИЛЬНИКА». Лампы и надпись будут включаться при открывании дверцы шкафа секционирующего пункта, что достигается использованием в схеме концевого выключателя 8Р1, замыкающего свои контакты при открытии двери шкафа СП.

В таблице 1 приведена спецификация оборудования СП.

Q t G н

-- — /

LI -r if В

V_iT-h Li

и U -o Ф то- -t =3 KI1

OS1 Ч И < 1 dU KL2

41 41

R mit

HI»*

- Lb ^ KL1 L f Kil Ш ГТ 1 1ЦЯВ

,ii 1 XJ --- L_

KT2 в i SLU I К И

А S K.LI у H 1

к V QU К12

П 1 - ТЛЛ- LNi! i

I AC1 uu —wt-—

И El t

i

1 1- r-V- [S-i

KAI AJ El i J ffi'i H KT5J

-0—- Dili - КДЗ 1 1 ti J

ТТ2 «- JfC+11 C41S Kl - [J T. 3

[ -1 i Hill KAI /

\ ц £ и — 1 HLT

yi л 1 HP 1 iB HL4- fVl i Я 1

h n D- HLi-<gb IL<- \D2 IILIU К I

v - u_ -p -U- IILJU "^ - я w  1

- УУ HLS л ,'LI 1 s Щ

v: 4 b*- L-

Рисунок 3 - Электрическая принципиальная схема СП 0,38 кВ

Таблица 1 - Спецификация оборудования СП

Обозначение Наименование Кол-во

QS1, QS2 Разъединитель ВР-32-37 400А 2

QS3 Перекидной рубильник ВР 32-37В 71250 400 А 1

KM1 Контактор вакуумный LSM/TEL-1/400-352 1

TT1, TT2 Трансформатор тока ТТИ-А ,100 А 2

KWh Счетчик электрической энергии Меркурий 234 ART 1

SF1, SF2 Выключатель автоматический ВА 303 1

KA1-KA3 Реле тока РТ 40/10 2

HL1-HL6 Лампа СКЛ 220 3

KT1 Реле времени РВ 248, 220 В 6

KT2 Реле времени РСВ-13-18 1

KL 1 Реле промежуточное РП-25, 220 В 1

KL 2 Реле промежуточное РП-12, 220 В 1

SB1 Кнопка КЕ-011 1

SA1 Переключатель ПК16-11 1

X1 Коробка испытательная 1

SQ1 Концевой выключатель 1

Заключение

1. Одним из актуальных и эффективных направлений повышения надежности электроснабжения сельских потребителей является применение совместно секционирования и резервирования электрических сетей 0,38 кВ.

2. Наиболее рациональным методом моделирования режимов работы электрической сети 0,38 кВ является метод фазных координат, позволяющий производить расчеты параметров сети одновременно для трех фаз. Разработанная с применением метода фазных координат математическая модель электрической сети 0,38 кВ позволяет определять параметры режимов работы электрической сети в любой ее точке с учетом изменения параметров данных режимов в результате работы средств секционирования и резервирования.

3. Разработанная схема СП 0,38 кВ позволяет повысить эффективность и безопасность эксплуатации СП.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Вуколов В. Ю., Осокин В. Л., Папков Б. В. Повышение эффективности электрических сетей 6-35 кВ // Вестник НГИЭИ. 2015. № 12 С. 28-36.

2. Виноградов А. В., Виноградова А. В. Повышение надежности электроснабжения сельских потребителей посредством секционирования и резервирования линий электропередачи 0,38 кВ : Монография. Орел : Изд-во ФГБОУ ВО Орловский ГАУ, 2016. 224 с.

3. Лещинская Т. Б., Магадеев Э. В. Экспертная система оценки надёжности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей // Электрика. 2008. № 4. С. 30-35.

4. Лещинская Т. Б., Наумов И. В. Электроснабжение сельского хозяйства : учебник. М. : БИБКОМ: ТРАНСЛОГ, 2015. 656 с.

5. ГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Москва : Стандартин-форм, 2014. 16 с.

6. Попов Н. М. Расчет токов и напряжений на линиях 6.35 кВ с ответвлениями // Механизация и электрификация сельского хозяйства, № 7, 2005. С. 24-27.

7. Попов Н. М., Солдатов В. А. Моделирование нагрузок трехпроводных электрических сетей в фазных координатах // Труды Костромской ГСХА. Выпуск 61. Кострома : изд. КГСХА, 2003. С. 107-113.

8. Попов Н. М., Шагимарданов Д. Э. Моделирование однофазных нагрузок в фазных координатах // Вестник ВИЭСХ, № 4 (13), 2013. М. : Агрорус, 2013. С. 24-26.

9. Солдатов В. А., Попов Н. М. Моделирование параметров К-фазных линий электропередачи в фазных координатах // Костромская государственная сельскохозяйственная академия. Кострома, 2003. 27 с.

10. Олин Д. М. Совершенствование методики расчета и средств диагностики устройств защиты в сельских сетях 0,38 кВ. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Кострома, 2008. 189 с.

11. Гусейнов А. М. Расчет в фазных координатах несимметричных установившихся режимов в сложных системах // Электричество, 1989, № 3. С. 2-8.

12. Валеев Р. Г. Концепция построения защиты электрических сетей напряжением 380 В от однофазных коротких замыканий // Вестник Южно-Уральского государственного университета. 2013, Том 13, № 1. С. 30-33.

13. Виноградова А. В., Виноградов А. В., Константинов А. В. Применение секционирования линий электропередачи 0,38 кВ для повышения надежности

электроснабжения сельских потребителей // Теоретический и научно-практический журнал «Инновации в АПК: проблемы и перспективы». 2016. № 2 (10). С. 12-27.

14. Руководство по эксплуатации вакуумного контактора LSM/TEL. Таврида-Электрик.

15. Времятоковые характеристики автоматических выключателей [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://electricvdome.ru/avtomaticheskie-vikluchateli/vremya-tokovye-xarakteristiki-avtomaticheskix-vyk-ly-ucha-telej.html

16. ГОСТ 28249-93 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ.

17. Измерительное реле тока РТ-40. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://studopedia.ru/3_75527_ b-izmeritelnoe-rele-toka-rt-.html

18. Попов Н. М. Аварийные режимы в сетях 0,38 кВ с глухозаземленной нейтралью. Кострома : изд. КГСХА, 2005. 167 с.

19. Астахов С. М. Совместное использование секционирования и резервирования в сельских распределительных сетях 6-10 кВ // Вестник ФГОУ ВПО «Орловский государственный аграрный университет». Вып. 2. Орёл, 2005.

20. Берман А. П. Расчет несимметричных режимов электрических систем с использованием фазных координат // Электричество, № 12, 1985. С. 6-12.

21. Папков Б. В., Шарыгин М. В. Организация договорных отношений для управления надежностью электроснабжения потребителей // Энергетическая политика. 2013. № 3. С. 25-33.

REFERENCES

1. Vukolov V. YU., Osokin V. L., Papkov B. V. Po-vishenie effektivnosti elektricheskih setey 6-35 kV (Improving the efficiency of electrical networks 6-35 kV), Vestnik NGIEI. 2015. No. 12 pp. 28-36.

2. Vinogradov A. V., Vinogradova A. V. Povishenie nadezhnosti elektrosnabzheniya sel'skih potrebiteley po-sredstvom sektsionirovaniya i rezervirovaniya liniy elektro-peredachi 0,38 kV (Improving the reliability of power supply to rural consumers through partitioning and backup power lines 0.38 kV), Monografiya. Orel : Izd-vo FGBOU VO Orlovskiy GAU, 2016. 224 p.

3. Leschinskaya T. B., Magadeev E. V. Ekspertnaya sistema otsenki nadyozhnosti elektrosnabzheniya sel'skohozyaystvennih potrebiteley (An expert system for evaluating the reliability of power supply of agricultural consumers), Elektrika. 2008. No. 4. pp. 30-35.

4. Leschinskaya T. B., Naumov I. V. Elektrosnabz-henie sel'skogo hozyaystva (Electric power supply of agriculture), uchebnik. M. : BIBKOM: TRANSLOG, 2015. 656 p.

5. GOST 32144-2013. Elektricheskaya energiya. Sovmestimost' tehnicheskih sredstv elektromagnitnaya. Nor-mi kachestva elektricheskoy energii v sistemah elektrosnabz-heniya obschego naznacheniya (Electrical energy. Compatibility of technical equipment. Quality norms of electric energy in power supply systems of General purpose), Moskva : Standartinform, 2014. 16 p.

6. Popov N. M. Raschet tokov i napryazheniy na li-niyah 6.35 kV s otvetvleniyami (The calculation of currents and voltages on lines 6...35 kV with branches), Mehanizatsiya i elektrifikatsiya sel'skogo hozyaystva, No. 7, 2005. pp. 24-27.

7. Popov N. M., Soldatov V. A. Modelirovanie na-gruzok trehprovodnih elektricheskih setey v faznih koordina-tah (Modeling of loads three-wire electric networks in phase coordinates), Trudi Kostromskoy GSHA. Vipusk 61. Kostroma : izd. KGSHA, 2003. pp. 107-113.

8. Popov N. M., SHagimardanov D. E. Modelirova-nie odnofaznih nagruzok v faznih koordinatah (Modeling of single-phase load in phase coordinates), Vestnik VIESH, No. 4 (13), 2013. M. : Agrorus, 2013. pp. 24-26.

9. Soldatov V. A., Popov N. M. Modelirovanie pa-rametrov K-faznih liniy elektroperedachi v faznih koordinatah (The modelling of the K-phase transmission lines in phase coordinates) Kostromskaya gosudarstvennaya sel'skohozyaystvennaya akademiya. Kostroma, 2003. 27 p.

10. Olin D. M. Sovershenstvovanie metodiki rascheta i sredstv diagnostiki ustroystv zaschiti v sel'skih setyah 0,38 kV (Improvement of methods of calculation and diagnostics of the protection devices in rural networks 0,38 kV), Dissertatsiya na soiskanie uchenoy stepeni kandidata tehni-cheskih nauk. Kostroma, 2008. 189 p.

11. Guseynov A. M. Raschet v faznih koordinatah nesimmetrichnih ustanovivshihsya rezhimov v slozhnih sis-temah (The calculation of the phase coordinates of the asymmetric steady-state regimes in complex systems), Elek-trichestvo, 1989, No. 3. pp. 2-8.

12. Valeev R. G. Kontseptsiya postroeniya zaschiti elektricheskih setey napryazheniem 380 V ot odnofaznih ko-rotkih zamikaniy (The concept of protection of electric networks with voltage of 380 V from single-phase short circuits), Vestnik YUzhno-Ural'skogo gosudarstvennogo univer-siteta. 2013, Tom 13, No. 1 , pp. 30-33.

13. Vinogradova A. V., Vinogradov A. V., Konstan-tinov A. V. Primenenie sektsionirovaniya liniy elektropere-dachi 0,38 kV dlya povisheniya nadezhnosti elektrosnabzhe-niya sel'skih potrebiteley (The use of partitioning of transmission lines 0,38 kV to improve the reliability of power supply to rural consumers), Teoreticheskiy i nauchno-prakticheskiy zhurnal «Innovatsii v APK: problemi i perspek-tivi». 2016. No. 2 (10). pp. 12-27.

05.20.00

14. Rukovodstvo po ekspluatatsii vakuumnogo kontaktora LSM/TEL (The user manual for the vacuum contactor L SM/TEL) Tavrida-Elektrik.

15. Vremyatokovie harakteristiki avtomaticheskih viklyuchateley [Elektronniy resurs]. Rezhim dostupa: http://electricvdome.ru/avtomaticheskie-vikluchateli/vremya-tokovye-xarakteristiki-avtomaticheskix-vyk-ly-uchatelej.html

16. GOST 28249-93. Korotkie zamikaniya v elek-troustanovkah. Metodi rascheta v elektroustanovkah pere-mennogo toka napryazheniem do 1 kV (Short circuit in electrical installations. Calculation methods in alternating current electrical installations with voltage up to 1 kV).

17. Izmeritel'noe rele toka RT-40. [Elektronniy resurs]. Rezhim dostupa: http://studopedia.ru/3_75527_b-izmeritelnoe-rele-toka-rt-.html

18. Popov N. M. Avariynie rezhimi v setyah 0,38 kV s gluhozazemlennoy neytral'yu (Emergency modes in networks of 0,38 kV with grounded neutral) Kostroma : izd. KGSHA, 2005. 167 p.

19. Astahov S. M. Sovmestnoe ispol'zovanie sekt-sionirovaniya i rezervirovaniya v sel'skih raspredelitel'nih setyah 6-10 kV (Sharing partitioning and backup in rural distribution networks 6-10 kV), Vestnik FGOU VPO «Orlovskiy gosudarstvenniy agrarniy universitet». Vip. 2. Oryol, 2005.

20. Berman A. P. Raschet nesimmetrichnih rezhi-mov elektricheskih sistem s ispol'zovaniem faznih koordinat (Calculation of asymmetrical modes of power systems using phase coordinates), Elektrichestvo, No. 12, 1985. pp. 6-12.

21. Papkov B. V., SHarigin M. V. Organizatsiya do-govornih otnosheniy dlya upravleniya nadezhnost'yu elektros-nabzheniya potrebiteley (The organization of contractual relations for management of reliability of power supply of consumers), Energeticheskayapolitika. 2013. № 3. pp. 25-33.

Дата поступления статьи в редакцию 14.09.2016.

УДК 621.3

МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ТРАНСПОРТ ДЛЯ ПРЕДПРИЯТИЙ КОММУНАЛЬНО-БЫТОВОГО СЕКТОРА

© 2016

Вуколов Владимир Юрьевич, кандидат технических наук, доцент кафедры «Электроэнергетика, электроснабжение и силовая электроника»

Нижегородский государственный технический университет им. Р. Е. Алексеева, Нижний Новгород (Россия) Кривоногов Сергей Вячеславович, аспирант кафедры «Электрификация и автоматизация» Нижегородский государственный инженерно-экономический университет, Княгинино (Россия) Трапезников Иван Федорович, аспирант кафедры «Электроэнергетика, электроснабжение и силовая электроника»

Нижегородский государственный технический университет им. Р. Е. Алексеева, Нижний Новгород

Аннотация. Во введении дается определение потерь электроэнергии как основополагающего фактора - современного состояния системы учета электроэнергии. Рассмотрены основные причины роста потерь электроэнергии в сетях при ее передаче. Дана оценка потерь электроэнергии коммунально-бытовых потребителей. Исследованы составляющие потерь электроэнергии, отмечен сильный рост коммерческих потерь, основная доля которых связана с человеческим фактором. Разработана классификация коммерческих потерь. Материалы и методы исследования включают в себя анализ составляющих потерь электроэнергии и разработку мероприятий по их снижению применительно к коммунально -бытовым потребителям. Отдельное внимание уделено бесхозным потребителям. Дан краткий анализ предприятий коммунально-бытового сектора и определена их классификация по видам находящегося на балансе электрооборудования.

Результаты разработки включают две основные группы мероприятий по снижению потерь (МСП): организационные и технические. Среди организационных мероприятий, применительно к предприятиям коммунально-бытового сектора, выделяются: оптимизация мест размыкания линий 6-35 кВ с двусторонним питанием, оптимизация рабочих напряжений в центрах питания радиальных электрических сетей, выравнивание нагрузок фаз в электросетях 0,38 кВ. К техническим мероприятиям отнесены такие, как установка и ввод в работу устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях, замена перегруженных и недогруженных элементов электрической сети, замена ответвлений линий к зданиям и другие. Дана оценка эффективности их внедрения. В заключении указаны основные направления совершенствования функционирования территориальных сетевых организаций.

Ключевые слова: коммунально-бытовой сектор, линии электропередачи, несовершенство системы учёта электроэнергии, оплата электроэнергии, оптимизация рабочих напряжений, организационные мероприятия, передача электроэнергии, потери электроэнергии, технические мероприятия.