CC BY
46
05.20.02
УДК 621.3.019.34:621.31:366-051:621.3.049.776:681.5:621.3.049.63 DOI: 10.24411/2227-9407-2020-10105
Повышение надёжности электроснабжения потребителей посредством
применения мультиконтактных коммутационных систем в линиях
электропередачи 0,4 кВ с отпайками
А. В. Виноградов1, А. В. Виноградова2, А. И. Псарёв3, Г. Н. Самарин4, В. Е. Большее5
1, 2, 4, 5 Федеральный научный агроинженерный центр ВИМ, г. Москва (Россия) 3 Орловский государственный аграрный университет, г. Орёл (Россия)
Аннотация
Введение: целью работы является определение эффектов повышения надёжности электроснабжения потребителей от применения разработанного устройства - мультиконтактной коммутационной системы с двумя независимыми контактными группами при его использовании для секционирования и резервирования линий электропередачи 0,4 кВ с отпайками.
Материалы и методы: исследования проводились на основе статистических данных, полученных при исследовании электрических сетей Орловской области. При проведении исследования использовались методы теории надёжности и теории вероятности. Это позволило рассчитать показатели надёжности электроснабжения потребителей при использовании различных предложенных вариантов схем электроснабжения с использованием разработанного устройства, определить экономические эффекты от сокращения недоотпуска электроэнергии, сокращения объёма неоплаты за электроэнергию, от сокращения затрат на устранение отключений по сравнению с радиальной и магистральной схемами.
Результаты: наиболее существенными результатами являются: предложена методика определения показателей надёжности электроснабжения потребителей при использовании в линиях 0,4 кВ разработанных устройств; обоснована эффективность применения мультиконтактной коммутационной системы для повышения надёжности электроснабжения потребителей; выбраны наиболее эффективные варианты включения устройства в схемы линий с отпайками в случае использования его только для секционирования или для секционирования и резервирования линий.
Обсуждение: проведенное сравнение различных вариантов включения МКС-2-3В в ЛЭП и схем ЛЭП, выполненных по радиальной и магистральной схеме, позволило выбрать наиболее эффективные варианты схем электроснабжения, содержащие МКС-2-3В. В результате проведенных исследований установлено, что выбор схемы включения устройства в линию зависит от наличия в схеме электроснабжения второго источника питания. Заключение: значимость результатов исследований состоит в получении эффекта применения устройства, который заключается в сокращении ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям в 1,44-2,84 раза, сокращении неоплаты электроэнергии в 1,49-2,64 раза, затрат на устранение отключений в 1,43-2,73 раза в зависимости от варианта схемы электроснабжения.
Ключевые слова: микросети, мультиконтактные коммутационные системы, низковольтные электрические сети, резервирование линий электропередачи, секционирование и средства повышения надёжности электроснабжения, электроснабжение.
© Виноградов А. В., Виноградова А. В., Псарёв А. И., Самарин Г. Н., Большев В. Е., 2020
Для цитирования: Виноградов А. В., Виноградова А. В., Псарёв А. И.,. Самарин Г. Н, Большев В. Е. Повышение надёжности электроснабжения потребителей посредством применения мультиконтактных коммутационных систем в линиях электропередачи 0,4 кВ с отпайками // Вестник НГИЭИ. 2020. № 11 (114). С. 48-64. DOI: 10.24411/2227-9407-2020-10105
Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License. The content is available under Creative Commons Attribution 4.0 License.
Improving power supply reliability to consumers by using multi-contact switching system in 0.4 kV power lines with branch lines
Alexander Vladimirovich Vinogradov1, Alina Vasil'evna Vinogradova2, Aleksandr Ivanovich Psaryov3, Gennady Nikolaevich Samarin4, Vadim Evgenievich Bolshev5
1, 2, 4, 5 Federal Scientific Agroengineering Center VIM, Moscow (Russia) 3 Oryol state agrarian University, Oryol (Russia)
Abstract
Introduction: the aim of the work is to determine the effects of improving power supply reliability via the use of multi-contact switching systems for sectionalizing and redundancy of 0.4 kV power lines with branch lines. The following tasks were solved to achieve this goal. Options were proposed for connecting the multi-contact switching system to power lines with branch lines.
Materials and methods: the calculation of power supply reliability indicators was carried out according to the proposed methodology. Losses from power supply outages were calculated and schemes with minimal damage were selected. The article determines the economic effects of reducing the undersupply of electricity, reducing the amount of non-payment for electricity, reducing the cost of eliminating power supply outages. The studies were carried out on the basis of statistical data on reliability indicators, line parameters obtained in the study of electric networks in the Orel region, Russia.
Results: the most significant results are as follows: a methodology is proposed for determining power supply reliability indicators when using the multi-contact switching system for 0.4 kV power lines; the effectiveness of the multi-contact switching system is substantiated; the most effective options are selected.
Discussion: the comparison of various options for including MKS-2-3V in power lines and power lines made using radial and main circuits allowed us to select the most effective options for power supply schemes containing MKS-2-
3 V. As a result of the conducted research, it was found that the choice of the device connection scheme depends on the presence of a second power source in the power supply scheme.
Conclusion: the significance of the research results consists in obtaining the effect of using the multi-contact switching system, namely in reducing damage from undersupply of electricity to consumers by 1.44-2.84 times, reducing non-payment of electricity by 1.49-2.64 times, the cost of eliminating power supply outages by 1.43-2.73 times depending on a power supply scheme.
Keywords: power supply, low-voltage electric networks, microgrid, sectionalizing and redundancy of power lines, means of increasing power supply reliability, multi-contact switching system.
For citation: Vinogradov A. V., Vinogradova A. V., Psaryov A. I., Samarin G. N., Bolshev V. E.,.Improving power supply reliability to consumers by using multi-contact switching system in 0.4 kv power lines with branch lines // Bulletin NGIEI. 2020. № 11 (114). P. 48-64. (In Russ.). DOI: 10.24411/2227-9407-2020-10105
Введение
Использование средств секционирования и резервирования в электрических сетях 0,4 кВ является эффективным мероприятием, направленным на повышение надёжности электроснабжения потребителей. Разделение линий электропередачи (ЛЭП) на участки с помощью секционирующих пунктов (СП) позволяет отключать только повреждённые участки, а совместно с подачей резервного питания на неповреждённые - обеспечивать значительное сокращение недоотпуска электроэнергии потребителям. Эффект от применения средств секционирования и резервирования получают и электросетевые компании, так как при этом сокращаются затраты на поиск и устранение неисправностей в электрических
сетях, снижается объём неоплаченной электроэнергии вследствие снижения времени восстановления электроснабжения потребителей.
Материалы и методы Применение секционирующих пунктов (СП), осуществляющих деление линии электропередачи (ЛЭП) 0,4 кВ на участки, позволяет минимизировать ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям, отключая только повреждённый участок. Использование средств автоматического включения резерва (АВР) в комбинации с СП в сетях 0,4 кВ позволяет еще в большей мере повысить надёжность электроснабжения потребителей за счёт подачи напряжения от резервного источника на неповреждённые участки ЛЭП. Те же исследования по-
казали, что часто ЛЭП 0,4 кВ имеют протяжённые отпайки. В таких линиях возникают трудности с определением мест установки СП по критериям надёжности электроснабжения, так как повреждение может произойти как на магистральном участке ЛЭП, так и на участке отпайки. В этом случае для секционирования и резервирования ЛЭП возможно использование мультиконтактных коммутационных систем (МКС), в том числе с двумя независимыми контактными группами и тремя выводами (МКС-2-3В). Обоснование внедрения подобных устройств требует проведения исследования эффективности их применения. В первую очередь необходимо выполнить оценку экономических эффектов от сокращения недоотпуска электроэнергии, сокращения объёма неоплаты за электроэнергию, от сокращения затрат на устранение отключений при использовании МКС в схемах электроснабжения по сравнению с радиальной и магистральной схемами.
Анализ современных литературных источников показывает актуальность разработок, направленных на повышение надёжности электроснабжения потребителей, разработку новых средств автоматизации электрических сетей. Обзор проведён с целью выявления тенденций в развитии электрических сетей, так как предлагаемые устройства -мультиконтактные коммутационные системы - это средства автоматизации сетей 0,4 кВ. Наибольшую эффективность они могут проявить именно в структуре интеллектуальных сетей. Концепции развития электрических сетей с использованием принципов Smart Grid предлагаются как в Российской Федерации [1], так и за рубежом, где появилось это понятие в работе [2] и нашло развитие в [3; 4; 5].
Внедрение МКС в электрические сети позволяет сократить время восстановления электроснабжения потребителей и требует проведения предварительного моделирования сети с точки зрения изменения показателей надёжности электроснабжения потребителей. Поэтому особый интерес представляют работы, посвящённые моделированию, а также способам восстановления электроснабжения. Так, в статье [6] предлагается использовать частично-целочисленный линейный анализ для определения параметров восстановления распределительной сети. Статья [7] рассматривает вопрос неопределенности времени восстановления. В статье предлагается применение двухэтапного адаптивного алгоритма для восстановления электроснабжения. В работе [8] описан многоступенчатый метод восстановления электроснабжения сетей среднего напряжения с распределённой генерацией. В статье проводится сравнение различных схем соединения изо-
лированных микросетей, а также предлагается подход к оптимизации реконфигурации сети и сбросу нагрузки. В статье [9] предлагается эвристический метод восстановления распределительной сети. Статья [10] рассматривает оптимизацию восстановления после отказов в сети с распределенной генерацией. В качестве метода для этого выбран метаэв-ристический алгоритм Artificial Bee Colony.
В статье [11] рассмотрены вопросы восстановления параллельной работы частей энергосистемы после их разделения вследствие аварийной ситуации. В статье [12] представлен автоматизированный подход к восстановлению, целью которого является сведение к минимуму влияния отключений в энергосистеме. Статья [13] содержит предложение об использовании многоступенчатого стохастического программирования при планировании развития сетей. В статье [14] предлагается модель планирования восстановления электроснабжения после стихийных бедствий, позволяющая оптимизировать план ремонта и график подключения поврежденных элементов системы.
Также интересные данные по теме исследования представлены в других проанализированных источниках, касающихся моделирования электрических сетей для повышения надежности. В частности, это стратегии статического изолированного восстановления электроснабжения [15], метод восстановления электроснабжения за счет использования генетического алгоритма [16], локализация повреждения и восстановление электроснабжения [17], вопросы самовосстановления активных распределительных сетей [18], интеллектуальное восстановление электроснабжения [19], метод быстрого восстановления электроснабжения [20]. Работа [21] посвящена сокращению экономических последствий климатических событий. В статье обсуждается необходимость создания планов аварийного восстановления электроснабжения и на примере рассматриваются процедуры аварийного восстановления обесточенных ЛЭП.
Также в литературе представлены и были полезны при исследовании: способ оптимизации восстановления системы электроснабжения [22]; восстановление ЛЭП за счет использования структуры системного аварийного восстановления [23]; исследование графика обслуживания ЛЭП [24]; стратегии восстановления в системе передачи электроэнергии во время урагана [25].
Российские концепции Smart Grid очень поверхностно и ограниченно рассматривают вопросы интеллектуализации сетей 0,4 кВ. В то же время ЛЭП 0,4 кВ, особенно в сельской местности, имеют
протяжённость, часто превышающую рекомендованную, что приводит к снижению показателей их надёжности. Как правило, конфигурация электрических сетей 0,4 кВ радиальная или магистральная с одним источником питания. Даже при наличии близкого резервного источника и связей 0,4 кВ с ним переход на него осуществляется путем производства переключений, выполняемых оперативным персоналом вручную, что приводит к значительному увеличению времени восстановления электроснабжения.
В своих работах авторами настоящей статьи предложена новая концепция интеллектуальных электрических сетей - на основе применения муль-тиконтактных коммутационных систем различных типов (МКС), оснащённых системами мониторинга, контроля, учёта и управления. Она предполагает гибкое изменение схем электроснабжения потребителей посредством переключений в сети. Такую возможность даёт применение МКС различных типов, в том числе МКС-2-3В. Также разработаны методы кодирования ситуаций в электрических сетях, содержащих МКС, и рассмотрены примеры использования МКС разных типов. Однако оценка эффективности применения МКС для повышения надёжности электроснабжения потребителей не была произведена.
Результаты
Для оценки эффективности применения МКС-2-3В в схемах электроснабжения потребителей использованы методы теории вероятностей и теории надёжности. Методика исследования заклю-
чается в разработке вариантов схем электроснабжения с использованием МКС-2-3В для секционирования и резервирования ЛЭП 0,4 кВ, сравнении данных вариантов между собой, а также с вариантами выполнения схем электроснабжения, выполненных по радиальному и магистральному принципу без использования МКС-2-3В. Для этого определяются основные показатели надёжности вариантов схем электроснабжения, такие как вероятность безотказной работы, время аварийных и плановых перерывов в электроснабжении, ущербы от перерывов в электроснабжении потребителей. Также определяются ущербы от неоплаты электроэнергии ввиду перерывов в электроснабжении и затраты, которые несёт электросетевая организация вследствие необходимости устранения отключений в электрической сети. Вариант, при котором ущербы для потребителей и электросетевой организации наименьшие, признаётся более эффективным.
Устройство МКС-2-3В позволяет коммутировать два участка ЛЭП. На рис. 1-4 приведены варианты применения МКС-2-3В для секционирования и резервирования ЛЭП 0,4 кВ. Варианты «схема 1», «схема 2» предполагают использование МКС-2-3В только для секционирования ЛЭП 0,4 кВ. Варианты «схема 3», «схема 4» предполагают возможность резервирования питания потребителей. Базовые варианты радиального и магистрального исполнения рассматриваемой схемы сети показаны на рис. 5 и 6.
Характеристика потребителей (взят пример сельскохозяйственных потребителей разного назначения) приведена в таблице 1.
Рис. 1. Схема 1 применения МКС-2-3В Рис. 2. Схема 2 применения МКС-2-3В
для секционирования ЛЭП 0,4 кВ для секционирования ЛЭП 0,4 кВ
Fig. 1. Scheme 1 of MSS-2-3 application Fig. 2. Scheme 2 of MSS-2-3 application
for sectionalizing and redundancy for sectionalizing and redundancy
of 0.4 kV power lines of 0.4 kV power lines
Рис. 3. Схема 3 применения МКС-2-3В для секционирования и резервирования ЛЭП 0,4 кВ Fig. 3. Scheme 3 of MSS-2-3 application for sectionalizing and redundancy of 0.4 kV power lines
Рис. 5. Схема 5 - радиальное исполнение
рассматриваемой сети 0,4 кВ Fig. 5. Scheme 5 of MSS-2-3 application for sectionalizing and redundancy of 0.4 kV power lines
И1 /PS1
Рис. 4. Схема 4 применения МКС-2-3В для секционирования и резервирования ЛЭП 0,4 кВ Fig. 4. Scheme 4 of MSS-2-3 application for sectionalizing and redundancy of 0.4 kV power lines
Рис. 6. Схема 6 - магистральное исполнение рассматриваемой сети 0,4 кВ Fig. 6. Scheme 6 of MSS-2-3 application for sectionalizing and redundancy of 0.4 kV power lines
Таблица 1. Характеристики потребителей П1...П6 Table 1. Characteristics of consumers C1 ... C6
Потребитель / Consumer
о u O
Я
«
о
£
о о
0 0
« <N
§ 53
о £
о 13
о -Й
(N и
а £
я о
« о
К ^ч
я о
£
о о
о 1-
о
я
«
* §
« Si § и
2 £ О ТЗ
Si £
СЛ £ §
® п
Ю и о
а о
« 3
(N о
S
4
со
о о я и к
й £
о
5
я -
'S <
m
с:
S о
ъ
а 5
(N
а «
Й
3 О
й И
О
Ü • S3 ю
Й (N
43
m
о
«
о «
с
о
& ю
« I
1> ^ «
со о а
л
«
s *
4
С
о
.Н об
о О
JU CP
1> чо
£ I
• S %
И Ö
Й
<D
тз
ч
4
и
тз й о
о —
'53 тз
S3
>
о
н
с 3 я
Л
н as
й «
и к
я -
Ё
5
С
ад й
й
л
3
о
Рч
5
О
й
<D
о
£
О
«
О И
а
н ON СЗ
и
О
Я «
CP о
Ю У
о 3
й sc
а Й
Ю £
О а
чо ^
с: u
СЛ
■в S
и
15
О о\
СЛ ^
fr <2 сЗ ^
12 ср
Й о Я
О и
I
1
Потребляемая мощность / Power consumption) Рс , кВт (kW) Годовое потребление электроэнергии Wc., кВтч / Annual electricity consumption Wc., kWh
35
10
174 944 50 910
15
44 326
4.1
16 031
25
123 465
14
46 026
2
3
4
5
6
7
Окончание таблицы 1 / End of table 1
1 2 3 4 5 6 7
Количество часов использования максимальной нагрузки ТтахС., ч / Number of hours of maximum load use
Tmax.Ci, h
Удельный ущерб при аварийных перерывах в электроснабжении
D
•X, руб./кВт-ч / Specific
sec.em.outage.i
damage during emergency power supply outages) Dsecemoutagei, Rub/kWh Удельный ущерб при плановых перерывах в электроснабжении
D
1, руб./кВт-ч / Specific
sec.sc.outage.
damage during scheduled power supply outages) Dsecsc.outagei, Rub/kWh
4 998
40
20
5 091
40
20
2 955 3 910 4 939 3 288
30
15
20
10
40
20
24
12
Параметры мощности, числа часов использования максимума нагрузки, удельных ущербов для потребителей получены с использованием стандартных графиков нагрузки, данных из источников [26; 27; 28]. Длины линий приняты: L1 = 0,5 км, L2 = 0,6 км, L3 = 0,5 км.
Одним из важных показателей надёжности электроснабжения потребителей является время перерывов в электроснабжении Toutage.sec.i (ч) [29], которое определяется как сумма времени плановых перерывов Tsc.outage.seai и времени аварийных перерывов:
Т t = Т t + Т t m
outage.sec.i sc. outage. sec.i em.outage.sec.i (1)
Время перерывов при аварийных отключениях на заданном участке Tem.outage.sec.i (ч) вычисляется по формуле (2):
Т.
em.outage.sec.i
Т , . х I
rest. sec. i_Osec.i i
100
(2)
где TrestsecЛ - среднее время восстановления участка сети, ч (в качестве участков считаем не только участки ЛЭП, но и оборудование (И1, И2, МКС-2-3В)); оз^ес,i - параметр потока отказов участка, отключений/100 км- год для ЛЭП, или 1/100 шт.год для оборудования; li - длина участка ^ км (или шт. для оборудования).
Согласно источнику [30] ю0чес.х для ЛЭП составляет 25 отключений/100 кмгод. Среднее время восстановления ЛЭП 0,4 кВ примем равным 4-м часам для ЛЭП и 50-ти часам для И1 и И2. Среднее время восстановления для МКС-2-3В принимаем равным 1ч [30]. При этом учитываем, что в МКС-2-3В установлены два коммутационных аппарата, надёжность каждого из которых учитывается отдельно.
Ущерб от аварийных перерывов Тет ш^е^с. х (руб /год) определяется следующим образом:
D , =D(] х-
em.outage.sec.i Osec.i
Р
,х T
max. sec. i max. sec.i
,х T
em.outage .sec .i
88160
(3)
где О0^с. I - удельный ущерб, с учётом снижения ущерба при плановых перерывах, В0:1ес. х = 0,75 доллара/кВт ч недоотпущенной электроэнергии при преобладании производственной нагрузки [31] или 15 руб. для разных категорий сельскохозяйственных потребителей [28]; Ртах.¡¡ес.х - максимальная нагрузка потребителей, подключенных к рассматриваемому участку сети, кВт; Ттах^есЛ - число часов использования максимальной нагрузки для потребителей, подключенных к рассматриваемому участку сети, ч;
em. outage. sec. i
время планового перерыва в электро-
снабжении по рассматриваемому участку сети, ч.
Ущерб от недоотпуска совокупный, с учётом аварийных и плановых отключений, можно определить как сумму аварийного и планового ущерба.
Вероятность безотказной работы рассчитываем с учётом времени перерывов в электроснабжении. Согласно определению, «вероятность события Р(А) - это отношение благоприятных ему исходов т к общему числу всех равновозможных несовместных исходов, образующих полную группу
й,
которое вычисляется [29]:
P( A) =
m
n
(4)
Зная время перерывов для каждого участка сети, можно определить вероятность безотказной работы каждого участка сети и вероятность его отказа. В этом случае благоприятным исходом т будет время работы участка Ткогк.,,есЛ (ч), а полной группой п - число часов в году (8760 часов). То есть
T , = 8760 - Т t
work.sec.i rest.sec.i
Тогда вероятность безотказной работы Puptime определяется:
Р,
T
uptime
work. sec.i 8160
(5)
Можно отдельно рассчитать вероятность безотказной работы при аварийных перерывах, при плановых перерывах и при перерывах по всем причинам.
Вероятность отказа Poutage.sec.i определяется:
Р t = 1 - ^ « (6)
outage .sec .i uptime (6)
Секционирование с применением МКС-2-3В позволяет сохранять питание части потребителей при авариях на участках L1 и L2. При радиальном исполнении сети при аварии на любом участке были бы отключены все потребители. Пример расчёта показателей надёжности электроснабжения покажем для потребителей П1, П2. Надёжность электроснабжения данных потребителей определяется надёжностью участка L1, участка L3, 1-й контактной группы МКС-2-3В, И1. Схема замещения электрической сети по варианту «схема 2» для выполне-
ния расчёта вероятности безотказной работы потребителей П1 и П2 показана на рис. 7.
Вероятность безотказной работы цепей, питающих разные группы потребителей, рассчитывается c учётом теорий сложения и умножения вероятности [29]. Приведём пример определения вероятности безотказной работы (с учётом аварийных перерывов) последовательной цепи И1-Ь3, 1-я контактная группа MKC-2-3B-L1, по которой осуществляется питание П1 и П2.
P = P ■ P ■
em. uptime .C1.C 2 em. uptime. PS1 em. uptime. L 3
■P ■ P =
em.uptime.MS - 2-3 em.uptime.L1
= 0.9991 ■ 0.99994 ■ 0.999994 ■ 0.99994 = 0.99978.
Вероятность безотказной работы (с учётом плановых перерывов) последовательной цепи И1 -L3, 1-я контактная группа MKC-2-3B-L1, по которой осуществляется питание П1 и П2, определится:
P = P ■ P ■
sc. uptime. C1.C 2 sc.uptime.PS1 sc.uptime.L3
■P ■ P =
sc.uptime.MS-2-3 sc.uptime. L1
= 0.99983 ■ 0.99998 ■ 0.99988 ■ 0.99998 = 0.99967.
Рис. 7. Схема замещения электрической сети для расчёта вероятности безотказной работы потребителей схемы 1 Fig. 7. The equivalent circuit of the electric network for calculating the failure-free operation probability for the consumers of scheme 1
Аналогично рассчитываются вероятности безотказной работы и вероятности отказа системы электроснабжения для питания каждой группы потребителей с учётом ситуаций в сети для аварийных, плановых перерывов и суммарных перерывов в электроснабжении.
Вероятность отказа (для аварийных перерывов) в электроснабжении потребителей группы 1 (П1 и П2):
P = 1 - 0.99978 = 0,00022.
em.outage.C1.C 2 5
Время аварийных перерывов в электроснабжении для потребителей группы 1 (П1, П2) в течение года:
T = T =
em. outage. group 1 em. outage. group1
P
em.outage.Cl .C2
■ 8160 = 0.00022 ■ 8160 = 1.93 ч / год.
Аналогично для плановых перерывов:
P = 1 - 0.99967 = 0.00033.
sc.outage.C 1.C 2
Время аварийных перерывов в электроснабжении для потребителей группы 1 (П1, П2) в течение года:
T = T =
sc. outage. group! sc. outage. group!
Psc.outage.C\.c2 ■ 8760 = 0.00033 ■ 8760 = 2.89 ч / год.
Далее определяется ущерб для каждого потребителя отдельно, учитывая, что время аварийных, плановых и суммарных перерывов для потребителей, подключенных к одинаковым участкам сети, будет одинаковым. Расчет ущербов от аварийных и плановых перерывов в этом случае можно выполнять по формулам 3 и 5, но используя данные по удельным ущербам для конкретных потребителей.
Например, для потребителя П1: 35 х 4998 х 1.93
Dem. outage. C1 40
D t ri=20:
sc.outage.C 1
8760 35 х 4998 х 2.89
= 1524 руб/год = 1154 руб/год
8760 .
Совокупный ущерб для потребителя П1 за год составит:
Doutage.C1 Dem.outage.C1 + Dsc.outage.C1
= 1542 +1154 = 2696руб. / год.
Аналогично выполняется расчёт для других групп потребителей. Результаты расчётов сведены в таблицу 2.
Суммарный ущерб для всей сети определяется как сумма ущербов для всех групп потребителей:
Doutage. scheme ^ Doutage.C1. (7)
Показатели надежности электроснабжения потребителей электроэнергии для других схем посчитаны соответствующим способом и представлены в таблицах 3-7.
Обсуждение
Среди схем с использованием МКС-2-3В для секционирования ЛЭП (схемы 1 и 2) наименьший ущерб для потребителей наблюдается в схеме 2. Он
равен 5 573 руб/год. Для схемы 1 ущерб составляет 5 685 руб/год. В схеме 2, по сравнению со схемой 1, повышается надёжность электроснабжения только потребителей П3 и П4. Этот факт следует учитывать при разработке схем электрических сетей, содержащих МКС-2-3В. Для радиальной схемы 5 ущерб для потребителей составляет 7 035 руб/год.
Сокращение ущерба для потребителей П1 -П6 при схеме 2 по сравнению с радиальной схемой 5 составляет 126 %. Эффект достигнут за счёт сокращения времени аварийных перерывов для всех потребителей и плановых перерывов потребителей П1 и П2.
Среди схем с использованием МКС-2-3В для секционирования и резервирования ЛЭП (схемы со вторым источником питания) наименьший ущерб для потребителей наблюдается в схеме 3. Он равен 1430 руб/год. Для схемы 4 ущерб составляет 1975 руб/год. Разница достигается за счёт сокращения времени плановых перерывов в электроснабжении потребителей П1 и П2. Этот факт также следует учитывать при разработке схем электрических сетей, содержащих МКС-2-3В и два источника энергии.
Таблица 2. Показатели надежности электроснабжения потребителей электроэнергии при использовании схемы 1
Table 2. Power supply reliability indicators to consumers when using scheme 1
Потребитель / Consumer
П1 /C1 П2 / C2 П3 / C3 П4 / C4 П5 / C5 П6 / C6
1,93 1,93 2,1 2,1 1,6644 1,6644
2,89 2,89 3,9 3,9 1,314 1,314
4,82 4,82 6 6 2,9784 2,9784
0,99978 0,99978 0,99976 0,99976 0,99985 0,99985
0,99967 0,99967 0,99955 0,99955 0,99981 0,99981
1 542 449 319 77 938 210
1 154 336 296 71 370 83
2 696 785 615 148 1 148 293
Tem.outage.Ci, ч/год / hour/year Tsc.outage.Ci, ч/год / hour/year Toutage.Ci, ч/год / hour/year
em.uptime.Ci sc.uptime.Ci
Dem.outage.Ci, руб/год / rub/year Dsc.outage.Ci, руб/год / rub/year Doutage.Ci, руб/год / rub/year 1Doutage.scheme руб /год / rub/year
5 685
Таблица 3. Показатели надежности электроснабжения потребителей электроэнергии при использовании схемы 2
Table 3. Power supply reliability indicators to consumers when using scheme 2
Потребитель / Consumer П1 / C1 П2 / C2 П3 / C3 П4 / C4 П5 / C5 П6 / C6
Tem.outage.Ci, ч/год / hour/year 0,61 0,61 0,7 0,7 0,61 0,61
Tsc.outage.Ci, ч/год / hour/year 0,26 0,26 0,26 0,26 0,26 0,26
Toutage.Ci ■ ч/год / hour/year 0,87 0,87 0,96 0,96 0,87 0,87
Р em.uptime.Ci 0,99993 0,99993 0,99992 0,99992 0,99993 0,99993
Р sc.uptime.Ci 0,99997 0,99997 0,99997 0,99997 0,99997 0,99997
Dem.outage.Ci, руб/год / rub/year 487 142 106 26 344 77
Dsc.outage.Ci, руб/год / rub/year 104 30 20 5 73 16
Doutage.Ci, руб/год / rub/year 591 172 126 31 417 93
1 Doutage.sch.eme рУб/гоД / rub/year
1 430
Таблица 4. Показатели надежности электроснабжения потребителей электроэнергии при использовании схемы 3
Table 4. Power supply reliability indicators to consumers when using scheme 3
Потребитель / Consumer П1 / C1 П2 / C2 П3 / C3 П4 / C4 П5 / C5 П6 / C6
Tem.outage.Ct, ч/год / hour/year 1,93 1,93 2,01 2,01 1,6644 1,6644
Tsc.outage.Ci, ч/год / hour/year 2,89 2,89 2,89 2,89 1,314 1,314
Toutage.Ci, ч/год / hour/year 4,82 4,82 4,9 4,9 2,9784 2,9784
Р em.uptime.Ci 0,99978 0,99978 0,99977 0,99977 0,99985 0,99985
Р sc.uptime.Ci 0,99967 0,99967 0,99967 0,99967 0,99981 0,99981
Dem.outage.Ci, руб/год / rub/year 1 542 449 305 74 938 210
Dsc.outage.Ci, руб/год / rub/year 1 154 336 219 53 370 83
Doutage.Ci, руб/год / rub/year 2 696 785 524 127 1 148 293
1Doutage.scheme РУб/гоД / rub/year
5573
Таблица 5. Показатели надежности электроснабжения потребителей электроэнергии при использовании схемы 4
Table 5. Power supply reliability indicators to consumers when using scheme 4
Потребитель / Consumer П1 / C1 П2 / C2 П3 / C3 П4 / C4 П5 / C5 П6 / C6
Tem.outage.Ci, ч/год / hour/year 0,61 0,61 0,7 0,7 0,61 0,61
Tsc.outage.Ci ■ ч/год / hour/year 1,314 1,314 0,26 0,26 0,26 0,26
Toutage.Ci • ч/год / hour/year 1,924 1,924 0,96 0,96 0,87 0,87
Р em.uptime.Ci 0,99993 0,99993 0,99992 0,99992 0,99993 0,99993
Р sc.uptime.Ci 0,99985 0,99985 0,99997 0,99997 0,99997 0,99997
Dem.outage.Ci, руб/год / rub/year 487 142 106 27 344 77
Dsc.outage.Ci, руб/год / rub/year 525 153 20 5 73 16
Doutage.Ci, руб/год / rub/year 1 012 295 126 32 417 93
1Doutage..scheme РУб/гоД / rub/year
1 975
Таблица 6. Показатели надежности электроснабжения потребителей электроэнергии при использовании схемы 5
Table 6. Power supply reliability indicators to consumers when using scheme 5
Потребитель / Consumer П1 / C1 П2 / C2 П3 / C3 П4 / C4 П5 / C5 П6 / C6
Tem.outage.Ci■ ч/год / hour/year 2,68 2,68 2,68 2,68 2,68 2,68
Tsc.outage.Ci • ч/год / hour/year 2,01 2,01 2,01 2,01 2,01 2,01
Toutage.Ci ■ ч/год / hour/year 4,69 4,69 4,69 4,69 4,69 4,69
Р em.uptime.Ci 0,9997 0,9997 0,9997 0,9997 0,9997 0,9997
Р sc.uptime.Ci 0,99977 0,99977 0,99977 0,99977 0,99977 0,99977
Dem.outage.Ci, руб/год / rub/year 2 140 623 407 98 1 510 338
Dsc.outage.Ci, руб/год / rub/year 803 234 153 37 566 126
Doutage.Ci, руб/год / rub/year 2 943 857 560 135 2 076 464
1 Doutage.scheme РУб/ гоД / rub/year
7 035
Таблица 7. Показатели надежности электроснабжения потребителей электроэнергии при использовании схемы 6
Table 7. Power supply reliability indicators to consumers when using scheme 6
Потребитель / Consumer
П1 / C1 П2 / C2 П3 / C3 П4 / C4 П5 / C5 П6 / C6
1,752 1,752 1,752 1,752 1,752 1,752
0,61 0,61 0,61 0,61 0,61 0,61
2,362 2,362 2,362 2,362 2,362 2,362
0,9998 0,9998 0,9998 0,9998 0,9998 0,9998
0,99993 0,99993 0,99993 0,99993 0,99993 0,99993
1 399 407 266 64 987 221
244 71 46 12 172 38
1 643 478 312 76 1 159 259
Tem.outage.Ci, ч/год / hour/year Tsc.outage.Ci ■ ч/год / hour/year Toutage.Ci ■ ч/год / hour/year
em.uptime.Ci sc.uptime.Ci
Dem.outage.Ci, руб/год / mb/year Dsc.outage.Ci, руб/год / rub/year Doutage.Ci, руб/год / rub/year 1Doutage.scheme руб/год / rub/year
В случае магистрального исполнения схемы с двумя источниками питания ущерб для потребителей составляет 3 927 руб/год. Сокращения ущерба схемы 3, по сравнению со схемой 6, составляет 274 %. Эффект достигнут за счёт сокращения времени как аварийных, так и плановых перерывов для всех потребителей.
Дополнительно сократить ущерб как для вариантов применения МКС-2-3В только для секционирования, так и для секционирования и резервирования ЛЭП можно за счёт введения в схему МКС-2-3В шунтирующего перекидного рубильника (ШПР). Это позволяет не допускать перерывов в электроснабжении потребителей при плановом обслуживании МКС-2-3В. Время на обслуживание МКС-2-3В в этом случае можно не учитывать. Это решение позволяет сократить и время аварийных перерывов, так как во время ремонта МКС-2-3В питание потребителей не будет нарушаться. Эффект в этом случае будет достигаться за счёт исключения времени ремонта из структуры времени восстановления электроснабжения.
Схемы с шунтированием контактных групп МКС-2-3В показаны на рис. 8 и 9. Для шунтирования использовались ШПР (шунтирующий перекидной рубильник). Результаты расчётов показателей надежности потребителей для этих схем приведены в таблицах, выполнены так же, как для схем 1-6.
Суммарный ущерб для схемы 7 составил 4 879 руб/год, а для схемы 8 - 1 380 руб/год.
Сокращение ущерба при использовании схемы 7 по сравнению со схемой 5 составит 144 %. Эффект достигнут за счёт сокращения времени как аварийных, так и плановых перерывов для всех потребителей. Таким образом, наиболее рациональным является применение МКС-2-3В по схеме 7 с введением в устройство МКС-2-3В шунтирующие контактные группы перекидных рубильников.
Ущерб при использовании схемы 8, по сравнению со схемой 6, сокращается в 2,84 раза (на 284 %).
3 927
Эффект сокращения ущерба для потребителей от недоотпуска электроэнергии за счёт применения МКС-2-3В определим на основе сравнения схем 5 и 7, а также 8 и 6. Для схем 5 и 7:
E
= I D
outage. scheme 5 Doutage. schemel
dam.red .5-7
= 7035 - 4879 = 2156 руб./год. Для схем 8 и 6:
E
'dam.red .6-8
= ID
outage. scheme 6 Doutage. scheme 8
= 3927 - 1380 = 2547 руб./год.
Дополнительно эффект от использования МКС-2-3В будет получен и электросетевыми организациями. Он заключается в сокращении недоотпуска электроэнергии и, следовательно, неоплаты за недо-отпущенную энергию. Этот эффект можно определить с учётом значений потребления электроэнергии каждым потребителем и разницы времени перерывов в электроснабжении данных потребителей при использовании различных схем использования МКС-2-3В, радиальной и магистральной схем.
Эффект от сокращения неоплаты электроэнергии ввиду недоотпуска электроэнергии Еип^гшр. (руб/год) определиться:
Еи^егшр. ^^Wundersup. ^ Тв1. (8)
где AWundersup. - разница между объёмами недоотпу-щенной электроэнергии по сравниваемым схемам, кВт ч/год; Те1. - тариф на услугу по передаче электроэнергии, руб/кВтч.
Разницу между объёмами недоотпущенной электроэнергии по сравниваемым схемам можно определить по формуле:
AW.
under sup.
-I <■
Cjscheme1
8760•T
-)-
outage. C¡scheme!
W
Cscheme2
8760•T
(9)
outage. Ctscheme2
где Wr
Cscheme1
W
С scheme 2
- объём потребления электроэнергии за год 7-м потребителем при использо-
вании соответствующей схемы электроснабжения, кВт ч/год; 8760 - число часов в году; Toutage.CiSchemel ,
Toutage.ClScheme2 - время перерывов в электроснабжении /-го потребителя при использовании соответствующей схемы электроснабжения, ч/год.
Например, сравнение схем 5 и 7 по данному показателю показывает, что AWund£rsup = 72,44 кВт-ч, то есть недоотпуск при использовании схемы 7 меньше, чем при использовании схемы 5 на 72,44 кВт-ч.
Тогда эффект составит:
E =AW ■T =
under sup.5-7 under sup.5-7 el.
= 72,44 • 2,54 = 184 руб./год.
Аналогично определён эффект при сравнении схем 8 и 6. Он составляет 196 руб./год.
Сравнение показывает, что для схем 5 и 7 сокращение неоплаты электроэнергии составляет 1,49 раза (149 %), а для схем 6 и 8 - 2,64 раза (264 %).
Рис. 8. Схема 7 применения МКС-2-3В с одним источником электроэнергии и шунтированием контактных групп Fig. 8. Scheme 7 of MSS-2-3 application with one power source and with bypassing of contact groups
Рис. 9. Схема 8 применения МКС-2-3В с двумя источниками электроэнергии и шунтированием контактных групп Fig. 9. Scheme 8 of MSS-2-3 application with two power sources and with bypassing of contact groups
Снижение ущерба от устранения отключений при использовании разных схем электроснабжения связано с тем, что для устранения каждого отказа электросетевой компании требуется осуществлять ряд затрат. Эти затраты на устранение отключения складываются из затрат на оплату труда работников, занятых устранением причин отключения, затрат на горюче-смазочные материалы (ГСМ) для доставки работников к месту повреждения и на производство работ, на расходные материалы, замену оборудования при выходе его из строя и т. п. затраты, характерные для рассматриваемой организации.
Данные затраты определяются:
^Coutage. ^Toutage. ^Soutage.elem., (10)
где ЕСоШа^. - затраты на устранение последствий отключений, руб./год для рассматриваемой схемы; £ТоШа^. - суммарное время перерывов в электроснабжении (ч/год) для рассматриваемой схемы; ЕЗоиш&.ииш. - удельные затраты на устранение последствий отключений, руб./ч.
Выполнено статистическое исследование на примере Орловского РЭС Филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орёлэнерго», в ходе которого получены данные по удельным значениям ущерба от устране-
ния отключений. Брались данные по 20-ти ЛЭП с наибольшим количеством отключений. Среднее удельное значение расходов на устранение отключения для ЛЭП 0,4 кВ составляет 1 976,3 руб/ч.
В этом случае ущерб от устранения отключений для схемы 7 составляет 11 076 руб/год, а для схемы 5 - 15 889,4 руб/год. Эффект сокращения ущерба равен 4 813,4 руб/год.
Сравнение схем 6 и 8 показывает, что эффект от сокращения ущерба от необходимости устранения отключений составит 6 593 руб/год.
Сокращение затрат на устранение отключений, на основании сравнения схем 5 и 7 составляет 143 %, на основании сравнения схем 6 и 8 - 273 %.
Суммарный эффект для разных схем электроснабжения НЕ (руб./год) определится:
IE = E
+ E + E
dam. red. undersup. dam. elem.
Для схем 5 и 7 суммарный эффект равен 7 153 руб/год, а для схем 8 и 6 - 9 336 руб/год.
Указанный суммарный эффект не является полным эффектом от внедрения МКС-2-3В в электрические сети. Дополнительно может быть получен эффект за счёт дифференциации учёта электроэнергии и выявления коммерческих потерь, за счёт
сокращения времени восстановления, особенно при использовании функции АПВ, за счёт сокращения времени на поиск повреждений и ряд других эффектов, требующих дополнительных исследований.
Заключение
Мультиконтактная коммутационная система МКС-2-3В является средством секционирования и резервирования ЛЭП 0,4 кВ, которое можно применять как в схемах, содержащих один, так и два источника энергии. При этом существует несколько вариантов схем включения МКС-2-3В в ЛЭП 0,4 кВ. Выбор варианта схемы необходимо выполнять на основании сравнения получаемых от использования МКС-2-3В эффектов, заключающихся в сокращении ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям, сокращении объёма неоплаты за электроэнергию, сокращении затрат электросетевой организа-
ции на устранение отключений. Сравнение вариантов между собой, а также с радиальным и магистральным исполнением схемы электроснабжения позволяет определить наиболее рациональную схему включения МКС-2-3В.
Выполненное в ходе исследования сравнение показало, что применение МКС-2-3В для секционирования ЛЭП 0,4 кВ позволяет сократить ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям в 1,44-2,84 раза, сократить неоплату электроэнергии в 1,49-2,64 раза, затраты на устранение отключений в 1,43-2,73 раза в зависимости от варианта схемы электроснабжения. Данные эффекты достигаются за счёт сокращения времени аварийных и плановых перерывов в электроснабжении. Схема, по которой следует включать МКС-2-3-В в ЛЭП, зависит от наличия второго источника питания.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Концепция интеллектуальной электро-энергетической системы С активно-адаптивной сетью. [Концепция интеллектуальной электроэнергетической системы С активно-адаптивной сетью] Москва, 2012. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://publications.hse.ru/mirror/pubs/share/folder/mfl4vox-wok/direct/73743691
2. Михаил Тимофеевич Заусенцев. Надежность требует инвестиций в автоматизацию привода. Технологический Коридор. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.fortnightly.com/fortnightly/2003/11/tech-nology-corridor
3. Smart Grid или smart power supply grids. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.eneca.by/
4. Модернизация электросетей и интеллектуальная сеть. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.energy.gov/oe/activities/technology-development/grid-modernization-and-smart-grid
5. Калимуллин Л. В., Левченко Д. К., Смирнова Ю. Б., Тузикова Е. С. Опыт поддержки развития технологий накопления энергии в зарубежных странах // Вестник Воронежского государственного университета инженерных технологий. 2019. Т. 81. № 2. С. 341-351. https://doi.org/10.20914/2310-1202-2019-2-341-351
6. Arif A., Wang Z. Service restoration in resilient power distribution systems with networked microgrid. IEEE Power and Energy Society General Meeting (PESGM) // IEEE, 2016. P. 1-5. DOI: 10.1109/PESGM.2016.7741533
7. Li J., Song X., Wang Y., Zhang X., Tang W. Service Restoration for Distribution Network Considering the Uncertainty of Restoration Time // 3rd International Conference on Systems and Informatics (ICSAI). IEEE, 2016. P. 188-192. DOI: 10.1109/ICSAI.2016.7810952
8. Wang F, Chen C, Li C, Cao Y, Li Y, Zhou B, Dong X. A Multi-Stage Restoration Method for MediumVoltage Distribution System with DGs // IEEE Transactions on Smart Grid. 2017. V. 8. № 6. P. 2627-2636. DOI: 10.1109/TSG.2016.2532348
9. Molaali M., Abedi M. A New Heuristic Method for Distribution Network Restoration and Load Elimination Using Genetic Algorithm. Electrical Power Distribution Conference (EPDC). IEEE, 2018. p. 46-51. DOI: 10.1109/EPDC.2018.8536269
10. Gechanga M. K., Kaberere K. K., Wekesa C. Optimal power service restoration using artificial bee colony algorithm. International Journal of Scientific and Technology Research, 2019, Vol. 8, No. 10, pp. 1950-1956.
11. Talib A., Najihah D., Mokhlis H., Talip A., Sofian M., Naidu K., Suyono H. Power System Restoration Planning Strategy Based on Optimal Energizing Time of Sectionalizing Islands. Energies, 2018, Vol. 11, No. 5, p. 1316. DOI: 10.3390/en11051316
12. Abbasi S., Barati M., Lim G. J. A Parallel Sectionalized Restoration Scheme for Resilient Smart Grid Systems // IEEE Transactions on Smart Grid. 2019. V. 10. № 2. P. 1660-1670. DOI: 10.1109/TSG.2017.2775523
13. Han S., Kim H.-J., Lee D. A Long-Term Evaluation on Transmission Line Expansion Planning with Multistage Stochastic Programming // Energies. 2020. V. 13. № 8. P. 1899. DOI: 10.3390/en13081899
14. Yan J, Hu B, Xie K, Tai HM, Li W. Post-disaster power system restoration planning considering sequence dependent repairing period // International Journal of Electrical Power & Energy Systems. 2020. V. 117, P. 105-612. DOI: 10.1016/j ijepes.2019.105612
15. Chen Y., Yang P. Bi-level Programming Model for Distribution Generation in Active Distribution Network Considering Static Island Power Supply Restoration Strategy // 22nd International Conference on Electrical Ma-chines and Systems (ICEMS). IEEE, 2019. P. 1-6. DOI: 10.1109/ICEMS.2019.8921536
16. Fan Y, Zi X, Jun L, Bingbing L. An integrated power restoration method based on improved genetic algorithm for active distribution network // 2nd International Conference on Power and Renewable Energy (ICPRE). IEEE, 2017. P. 524-528. DOI: 10.1109/ICPRE.2017.8390590
17. Mwifunyi R. J., Kissaka M. M., Mvungi N. H. Distributed approach in fault localisation and service restoration: State-of-the-Art and future direction // Cogent Engineering, 2019, Vol. 6, No. 1. p.1628424.
18. Yang Q, Jiang L, Ehsan A, Gao Y, Guo S. Robust Power Supply Restoration for Self-Healing Active Distribution Networks Considering the Availability of Distributed Generation // Energies. 2018. V. 11. № 1, P. 210. doi: 10.3390/en11010210
19. Jiang L., Yang Q. Intelligent power supply restoration in power distribution networks with distubuted generation // China International Conference on Electricity Distribution (CICED). IEEE, 2016. P. 1-6. DOI: 10.1109/CICED.2016.7576329
20. Niu G, Zhou L, Qu H, Xiao T, Pei W, Qi Z, Kong L. A fast power service restoration method for distribution network with distributed generation. IEEE Transportation Electrification Conference and Expo, Asia-Pacific (ITEC Asia-Pacific). IEEE, 2017. pp. 1-6. doi: 10.1109/ITEC-AP.2017.8081038
21. Vadivel Karthi.K. Emergency Restoration of High Voltage Transmission Lines // The Open Civil Engineering Journal, 2017. V. 11. № 1. P. 778-785. DOI: 10.2174/1874149501711010778
22. Kunlong S, Jianming J, Zongbao G, Gongyi S, Yue L. An innovative method for optimization of power system restoration path. Chinese Control and Decision Conference (CCDC) // IEEE, 2019. P. 4225-4230. DOI: 10.1109/CCDC.2019.8833265
23. Prasad D, Khan MI, Barua P, Agarwal H. Transmission line restoration using ERS structure. 14th IEEE India Council International Conference (INDICON). IEEE, 2017. P. 1-6. DOI: 10.1109/INDICON.2017.8487631
24. Tian N, Dai J, Zhu L, Wang Y, Tan Z, Zhong H, Liu B. Corrective short-term transmission maintenance scheduling considering post-contingency restoration // China International Electrical and Energy Conference (CIEEC). IEEE, 2017. P. 699-703. DOI: 10.1109/CIEEC.2017.8388534
25. Gao X., Chen Z. Optimal Restoration Strategy to Enhance the Resilience of Transmission System under Windstorms // IEEE Texas Power and Energy Conference (TPEC). IEEE, 2020. P. 1-6. DOI: 10.1109/TPEC48276.2020.9042554
26. РД 34.20.178 Методические указания по расчету электронных нагрузок в сети 0,38-110 кВ сельскохозяйственного назначения. Руководящий документ 34.20.178. Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВ сельскохозяйственного назначения. Москва, Selenergoproekt Опубл., 1981. 101 с.
27. Методические рекомендации для определения категории потребителей по надежности электроснабжения.
28. Методические рекомендации по определению ущерба сельскому хозяйству от перебоев в подаче электроэнергии. Москва, VIESCH Publ., 1974. 26 с.
29. Папков Б. В., Осокин В. Л. Вероятность и статистические методы оценки надёжности элементов и систем электроэнергетики: теория, примеры, задачи: учеб.пособие. Старый Оскол, Изд-во ТНТ, 2017. 424 с.
30. РД 34.20.574. Указания по применению показателей надежности элементов энергосистем и работы энергоблоков с паротурбинными установками [Методический документ 34.20.574 инструкция по применению показателей надежности элементов энергосистем и эксплуатации энергоблоков]. Москва, Soyuztehenergo Опубл., 1985. 37 с.
31. Хорольский В. Я. Таранов А. М., Петров Д. В. Технико-экономические расчеты распределительных электрических сетей. Ростов-на-Дону, Терра Принт. 2009. 132 с.
Дата поступления статьи в редакцию 21.08.2020, принята к публикации 21.09.2020.
Информация об авторах: ВИНОГРАДОВ АЛЕКСАНДР ВЛАДИМИРОВИЧ,
кандидат технических наук, доцент, ведущий научный сотрудник лаборатории электроснабжения и тепло-обеспечения
Адрес: Федеральный научный агроинженерный центр ВИМ, 109248, г. Москва, 1-й Институтский проезд, д. 5 E-mail: winaleksandr@rambler.ru Spin-код автора: 8836-8684 ВИНОГРАДОВА АЛИНА ВАСИЛЬЕВНА,
Кандидат технических наук, старший научный сотрудник лаборатории электроснабжения и теплообеспечения Адрес: Федеральный научный агроинженерный центр ВИМ, 109248, г. Москва, 1-й Институтский проезд, д. 5 E-mail: alinawin@rambler.ru Spin-код: 8836-8684
ПСАРЁВ АЛЕКСАНДР ИВАНОВИЧ,
старший преподаватель кафедры «Электроснабжение»
Адрес: Орловский государственный аграрный университет, 302019, г. Орёл, ул. Генерала Родина, д. 69 E-mail: alpsaryov@yandex.ru Spin-код: 7064-3804
САМАРИН ГЕННАДИЙ НИКОЛАЕВИЧ,
доктор технических наук, доцент, главный научный сотрудник лаборатории электрофизического воздействия на сельскохозяйственные объекты и материалы
Адрес: Федеральный научный агроинженерный центр ВИМ, 109248, г. Москва, 1-й Институтский проезд, д. 5
E-mail: samaringn@yandex.ru
Spin-код: 3903-0454
БОЛЬШЕВ ВАДИМ ЕВГЕНЬЕВИЧ,
научный сотрудник лаборатории электроснабжения и теплообеспечения
Адрес: Федеральный научный агроинженерный центр ВИМ, 109248, г. Москва, 1-й Институтский проезд, д. 5 E-mail: vadimbolshev@gmail.com Spin-код: 6978-4188
Заявленный вклад авторов:
Виноградов Александр Владимирович: научное руководство, формулирование основной концепции исследования, участие в разработке схемных решений, критический анализ и доработка текста. Виноградова Алина Васильенва: участие в разработке схемных решений, подготовка текста статьи, поиск аналитических материалов в отечественных и зарубежных источниках, участие в обсуждении материалов статьи, анализ полученных результатов.
Псарёв Александр Иванович: участие в разработке схемных решений, подготовка текста статьи, поиск аналитических материалов в отечественных и зарубежных источниках, участие в обсуждении материалов статьи, анализ полученных результатов.
Самарин Геннадий Николаевич: участие в разработке схемных решений, подготовка текста статьи, поиск аналитических материалов в отечественных и зарубежных источниках, участие в обсуждении материалов статьи, анализ полученных результатов.
Большев Вадим Евгеньевич: участие в разработке схемных решений, подготовка текста статьи, поиск аналитических материалов в отечественных и зарубежных источниках, участие в обсуждении материалов статьи, анализ полученных результатов.
Все авторы прочитали и одобрили окончательный вариант рукописи.
REFERENCES
1. Koncepciya intellektuafnoj e'lektroe'nergetiche-skoj sistemy' s aktivno-adaptivnoj set'yu. [Concept of an intelligent electric power system with an active-adaptive grid] Moscow, 2012. (In Russian). Available at: https://publications.hse.ru/mirror/pubs/share/folder/mfl4voxwok/direct/73743691 (accessed 20.05.2020)
2. Michael T. Burr. Reliability demands drive automation investments. Technology Corridor. Available at: http://www.fortnightly.com/fortnightly/2003/11/technology-corridor (accessed 20.05.2020)
61
3. Smart Grid or smart power supply grids Available at: https://www.eneca.by/ (accessed 20.05.2020).
4. Grid Modernization and the Smart Grid. Available at: https://www.energy.gov/oe/activities/technology-development/grid-modernization-and-smart-grid (accessed 20.05.2020)
5. Kalimullin L. V., Levchenko D. K., Smirnova Y. B., Tuzikova E. S. Opyt podderzhki razvitiya tekhnologij nakopleniya energii v zarubezhnyh stranah [Foreign experience of supporting development of technologies of storage of energy], Vestnik Voronezhskogo gosudarstvennogo universiteta inzhenernyh tekhnologij [Proceedings of the Voronezh State University of Engineering Technologies], 2019, Vol. 81, No. 2, pp. 341-351. (In Russ.) https://doi.org/10.20914/2310-1202-2019-2-341-351
6. Arif A., Wang Z. Service restoration in resilient power distribution systems with networked microgrid. IEEE Power and Energy Society General Meeting (PESGM). IEEE, 2016. pp. 1-5. DOI: 10.1109/PESGM.2016.7741533
7. Li J., Song X., Wang Y., Zhang X., Tang W. Service Restoration for Distribution Network Considering the Uncertainty of Restoration Time. 3rd International Conference on Systems and Informatics (ICSAI). IEEE, 2016. pp. 188-192. DOI: 10.1109/ICSAI.2016.7810952
8. Wang F, Chen C, Li C, Cao Y, Li Y, Zhou B, Dong X. A Multi-Stage Restoration Method for MediumVoltage Distribution System with DGs, IEEE Transactions on Smart Grid, 2017, vol. 8, no. 6, pp. 2627-2636. Doi: 10.1109/TSG.2016.2532348
9. Molaali M., Abedi M. A New Heuristic Method for Distribution Network Restoration and Load Elimination Using Genetic Algorithm, Electrical Power Distribution Conference (EPDC). IEEE, 2018. pp. 46-51. DOI: 10.1109/EPDC.2018.8536269
10. Gechanga M. K., Kaberere K. K., Wekesa C. Optimal power service restoration using artificial bee colony algorithm. International Journal of Scientific and Technology Research, 2019, Vol. 8, No. 10, pp. 1950-1956.
11. Talib A, Najihah D, Mokhlis H, Talip A, Sofian M, Naidu K, Suyono H. Power System Restoration Planning Strategy Based on Optimal Energizing Time of Sectionalizing Islands, Energies, 2018, Vol. 11, No. 5, pp. 1316. DOI: 10.3390/en11051316
12. Abbasi S., Barati M., Lim G.J. A Parallel Sectionalized Restoration Scheme for Resilient Smart Grid Systems. IEEE Transactions on Smart Grid, 2019, Vol. 10, No. 2. pp. 1660-1670. DOI: 10.1109/TSG.2017.2775523
13. Han S., Kim H.-J., Lee D. A Long-Term Evaluation on Transmission Line Expansion Planning with Multistage Stochastic Programming, Energies, 2020, Vol. 13, No. 8, pp. 1899. DOI:10.3390/en13081899
14. Yan J, Hu B, Xie K, Tai HM, Li W. Post-disaster power system restoration planning considering sequence dependent repairing period. International Journal of Electrical Power & Energy Systems, 2020, Vol. 117, pp. 105612. DOI: 10.1016/j ijepes.2019.105612
15. Chen Y., Yang P. Bi-level Programming Model for Distribution Generation in Active Distribution Network Considering Static Island Power Supply Restoration Strategy. 22nd International Conference on Electrical Ma-chines and Systems (ICEMS). IEEE, 2019. pp. 1-6. DOI: 10.1109/ICEMS.2019.8921536
16. Fan Y, Zi X, Jun L, Bingbing L. An integrated power restoration method based on improved genetic algorithm for active distribution network. 2nd International Conference on Power and Renewable Energy (ICPRE). IEEE, 2017. pp. 524-528. DOI: 10.1109/ICPRE.2017.8390590
17. Mwifunyi R. J., Kissaka M. M., Mvungi N. H. Distributed approach in fault localisation and service restoration: State-of-the-Art and future direction. Cogent Engineering, 2019, Vol. 6, No. 1. p.1628424.
18. Yang Q, Jiang L, Ehsan A, Gao Y, Guo S. Robust Power Supply Restoration for Self-Healing Active Distribution Networks Considering the Availability of Distributed Generation. Energies, 2018, Vol. 11, No. 1, pp. 210. DOI: 10.3390/en11010210
19. Jiang L., Yang Q. Intelligent power supply restoration in power distribution networks with distubuted generation. China International Conference on Electricity Distribution (CICED). IEEE, 2016. pp. 1-6. DOI: 10.1109/CICED.2016.7576329
20. Niu G, Zhou L, Qu H, Xiao T, Pei W, Qi Z, Kong L. A fast power service restoration method for distribution network with distributed generation. IEEE Transportation Electrification Conference and Expo, Asia-Pacific (ITEC Asia-Pacific). IEEE, 2017. pp. 1-6. DOI: 10.1109/ITEC-AP.2017.8081038
21. Vadivel Karthi. K. Emergency Restoration of High Voltage Transmission Lines. The Open Civil Engineering Journal, 2017, Vol. 11, No. 1. pp. 778-785. DOI: 10.2174/1874149501711010778
22. Kunlong S, Jianming J, Zongbao G, Gongyi S, Yue L. An innovative method for optimization of power system restoration path. Chinese Control and Decision Conference (CCDC). IEEE, 2019. pp. 4225-4230. DOI: 10.1109/CCDC.2019.8833265
23. Prasad D, Khan MI, Barua P, Agarwal H. Transmission line restoration using ERS structure. 14th IEEE India Council International Conference (INDICON). IEEE, 2017. pp. 1-6. DOI: 10.1109/INDICON.2017.8487631
24. Tian N, Dai J, Zhu L, Wang Y, Tan Z, Zhong H, Liu B. Corrective short-term transmission maintenance scheduling considering post-contingency restoration. China International Electrical and Energy Conference (CIEEC). IEEE, 2017. pp. 699-703. DOI: 10.1109/CIEEC.2017.8388534
25. Gao X., Chen Z. Optimal Restoration Strategy to Enhance the Resilience of Transmission System under Windstorms. IEEE Texas Power and Energy Conference (TPEC). IEEE, 2020. pp. 1-6. DOI: 10.1109/TPEC48276.2020.9042554
26. RD 34.20.178 Metodicheskie ukazaniya po raschetu e'lektricheskix nagruzok v setyax 0,38 - 110 kV sel'skoxozyajstvennogo naznacheniya. [Guidance document 34.20.178. Methodical instructions by calculation of electrical loads in the networks of 0.38 - 110 kV for agricultural purposes]. Moscow, Selenergoproekt Publ., 1981, 101 p. (In Russian).
27. Metodicheskie rekomendacii dlya opredeleniya kategorijnosti potrebitelej po nadezhnosti e' lektrosnabzheniya [Methodological recommendations for determining the categorization of consumers on the reliability of power supply]. (In Russian).
28. Metodicheskie rekomendacii po opredeleniyu ushherba sel'skoxozyajstvennomu proizvodstvu ot perery'vov v podache e'lektroe'nergii [Methodological recommendations for determining the damage to agricultural production from interruptions in the supply of electricity]. Moscow, VIESCH Publ., 1974, 26 p. (In Russian).
29. Papkov B. V., Osokin V. L. Veroyatnostny'e i statisticheskie metody' ocenki nadyozhnosti e'lementov i sis-tem e'lektroe'nergetiki: teoriya, primery', zadachi: ucheb. Posobie [Probabilistic and statistical methods for evaluating the reliability of elements and systems of electric power: theory, examples, tasks: textbook. manual]. Stary Oskol, TNT Publ., 2017, 424 p. (In Russian).
30. RD 34.20.574. Ukazaniya po primeneniyu pokazatelej nadezhnosti e'lementov e'nergosistem i raboty' e'nergoblokov s paroturbinny'mi ustanovkami [Guidance document 34.20.574 Instructions on the application of reliability indicators for power system elements and operation of power units]. Moscow, Soyuztehenergo Publ., 1985, 37 p. (In Russian).
31. Khorolsky V. Ya., Taranov M. A., Petrov D. V. Texniko-e'konomicheskie raschety' raspredelitel'ny'x e'lektricheskix setej [Technical and economic calculations of distribution electric networks]. Rostov-on-don, Terra Print Publ., 2009, 132 p. (In Russian).
The article was submitted 21.08.2020, accept for publication 21.09.2020.
Information about the authors: VINOGRADOV ALEXANDER VLADIMIROVICH,
Ph. D. (Engineering), associate Professor, leading researcher
Address: Federal scientific Agroengineering center VIM, 109248, Moscow, 1st Institutsky proezd, 5 E-mail: winaleksandr@rambler.ru Spin-code: 8836-8684
VINOGRADOVA ALINA VASIL'EVNA,
Ph. D. (Engineering), senior researcher of the laboratory of power supply and heat supply Address: Federal scientific Agroengineering center VIM, 109248, Moscow, 1st Institutsky proezd, 5 E-mail: alinawin@rambler.ru Spin-code: 8836-8684
PSARYOV ALEKSANDR IVANOVICH,
assistant professor of the chair « Electrosupply»
Address: Orel state agrarian University, 302019, Orel, General Rodina str., 69 E-mail: alpsaryov@yandex.ru Spin-code: 7064-3804
SAMARIN GENNADY NIKOLAEVICH,
Dr. Sci. (Engineering), associate Professor, chief researcher
Address: Federal scientific Agroengineering center VIM, 109248, Moscow, 1st Institutsky proezd, 5 E-mail: samaringn@yandex.ru Spin-code: 3903-0454
BOLSHEV VADIM EVGENIEVICH,
researcher
Address: Federal scientific Agroengineering center VIM, 109248, Moscow, 1st Institutsky proezd, 5 E-mail: vadimbolshev@gmail.com Spin-code: 6978-4188
Contribution of the authors:
Alexander V. Vinogradov: scientific guidance, formulation of the main concept of the study, participation in the development of methods and circuit solutions, critical analysis and revision of the text.
Alina V. Vinogradova: participation in the development of methods and circuit solutions, preparation of the text of the article, search for analytical materials in domestic and foreign sources, participation in the discussion of the article materials, analysis of the results obtained.
Aleksandr I. Psaryov: participation in the development of methods and circuit solutions, preparation of the text of the article, search for analytical materials in domestic and foreign sources, participation in the discussion of the article materials, analysis of the results obtained.scientific
Gennady N. Samarin: participation in the development of methods and circuit solutions, preparation of the text of the article, search for analytical materials in domestic and foreign sources, participation in the discussion of the article materials, analysis of the results obtained.
Vadim E. Bolshev: participation in the development of methods and circuit solutions, preparation of the text of the article, search for analytical materials in domestic and foreign sources, participation in the discussion of the article materials, analysis of the results obtained.
All authors have read and approved the final manuscript.
