РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫБОРА МЕСТА УСТАНОВКИ ПУНКТОВ СЕТЕВОГО СЕКЦИОНИРОВАНИЯ И РЕЗЕРВИРОВАНИЯ В СЕЛЬСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 6-10 КВ Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

Библиография:

1. Храм Покрова Пресвятой Богородицы с. Залесное // URL: http://www.orel-eparhia.ru/obiects/territoiVnovoderevenkovsky/pokrovskiv-zalesnoe (дата обращения 14.11.2022).

2. СП 31-103-99 «Свод правил по проектированию и строительству. Здания, сооружения и комплексы православных храмов».

4. Блажнов А.А. Способ статического расчёта мягкой кровли арочного сооружения на ветровую нагрузку // Строительство и реконструкция. 2012. № 5. С. 3-7.

5. Блажнов А.А., Кузнецов Д.И., Уваров А.В. Энергоэкономичная ориентация арочного сооружения // Строительство и реконструкция. 2012. № 1. С. 3-6.

6. Фетисова М.А., Лубенникова А.Ю. Реставрация и строительство культурно-исторических памятников // Вестник строительства и архитектуры: сборник трудов конференции. Ред. коллегия: И.С. Мысишин, Н.В. Куканова. 2018. С. 7-11.

7. Transformable greenhouse for climatically optimized agriculture / A. Blazhnov and etc. // International Scientific and Practical Conference: Development of the Agro-Industrial Complex in the Context of Robotization and Digitalization of Production in Russia and Abroad: IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. Сер., DAICRA 2021 2022. С. 012095.

8. Коломыцева А.Ю. Влияние памятников архитектуры на развитие и формирование духовного воспитания // Тенденции развития науки и образования. 2020. № 68-3. С. 62-64.

9. Лубенникова А.Ю. Ленд-девелопмент, как фактор управления земель сельскохозяйственного назначения Орловской области // Научный журнал молодых ученых. 2018. № 2 (11). С. 24-27.

УДК 621.315.1:621.3.027.5:621.3.014.3:621.3.066.33:621.3.064.46

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫБОРА МЕСТА УСТАНОВКИ ПУНКТОВ СЕТЕВОГО СЕКЦИОНИРОВАНИЯ И РЕЗЕРВИРОВАНИЯ В СЕЛЬСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ

СЕТЯХ 6-10 кВ

Лансберг А.А., специалист лаборатории электроснабжения и теплообеспечения,

магистрант 1 курса направления подготовки 13.04.02 «Электроэнергетика и электротехника». Научный руководитель: д.т.н., заведующий лабораторией электроснабжения и

теплообеспечения Виноградов А.В. ФГБНУ ФНАЦ ВИМ

АННОТАЦИЯ

В работе представлена разработанная методика выбора места установки пунктов сетевого секционирования и резервирования в сельских электрических сетях 6-10 кВ. Методика выбора места установки пунктов сетевого секционирования и резервирования включает критерии надежности электроснабжения потребителей, допустимых потерь напряжения и пропускной способности. Реализация разработанной методики была продемонстрирована на примере объектов электросетевого комплекса, обсуживаемых филиалом ПАО «Россети Центр»-«Орелэнерго».

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА

Реклоузер, воздушная линия электропередачи, надежность электроснабжения, секция шин, высоковольтный выключатель.

ABSTRACT

The paper presents the developed methodology for selecting the installation location of network partitioning and redundancy points in rural electric networks of 6-10 kV. The methodology for selecting the installation location of network partitioning and redundancy points includes criteria for the reliability of power supply to consumers, permissible voltage losses and throughput. The implementation of the developed methodology was demonstrated by the example of the objects of the electric grid complex, discussed by the branch of PJSC «Rosseti Center»-«Orelenergo».

KEYWORDS

Recloser, overhead power line, reliability of power supply, tire section, high-voltage switch.

Введение. Завышенные протяжённости линий электропередачи (ЛЭП) 0,4-10 кВ в сельской местности приводят к тому, что аварийность сетей 0,4-10 кВ остаётся высокой. Перерывы в электроснабжении часто превышают 72 часа в год. Согласно «РД 34.20.574. Указания по применению показателей надежности элементов энергосистем и работы энергоблоков с паротурбинными установками», поток отказов сельских сетей 0,4 кВ на 100 км составляет 25 год-1. Аналогичный показатель для сетей 6-10 кВ составляет 7,64 год-1, а для воздушных линий 35-110 кВ в зависимости от типов используемых опор и количества цепей от 0,13 до 1,44 год-1, что значительно меньше, чем для сетей классов напряжения 0,4-10 кВ.

Для решения задачи повышения надежности электроснабжения в работе [1] разработана концепция, предполагающая использование пунктов сетевого секционирования и резервирования (ПСР) линий электропередачи 0,4 кВ -мультиконтактных коммутационных систем. В работе отмечено, что основными критериями выбора места установки мультиконтактных коммутационных систем в сельских сетях 0,4 кВ являются:

1) повышение надежности электроснабжения [2];

2) повышение эффективности защиты ЛЭП 0,4 кВ [3].

В свою очередь, выбор места установки пунктов секционирования и резервирования сельских электрических сетей 6-10 кВ также должен основываться на определенных критериях. Во-первых, установка ПСР 6-10 кВ должна обеспечить повышение надежности электроснабжения потребителей, подключенных к электрической сети 6-10 кВ. Данный критерий должен быть учтен при выборе места установки ПСР 6-10 кВ в любых сельских электрических сетях: как радиальных, так и кольцевых. При этом, для кольцевых электрических сетей, имеющих два и более источников питания, также следует учесть указанные ниже критерии. В случае установки ПСР 6-10 кВ в кольцевую электрическую сеть возможны ситуации, при которых питание всех потребителей будет осуществляться от одного источника, например, при аварии на электрооборудовании центра питания с высшим напряжением 35-110 кВ; в таком случае при реализации ПСР 6-10 кВ функции автоматического включения резерва (АВР) следует учитывать, что напряжение у наиболее удаленных потребителей от секции шин 6-10 кВ питающей подстанции должно соответствовать ГОСТ 32144-2013 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». Данное положение будет являться вторым критерием, ограничивающим применение ПСР 6-10 кВ в сельских электрических сетях. Следует отметить, что в случае реализации ПСР 6-10 кВ функции АВР при выходе из строя одного из центров питания по головным участкам электрической сети 6-10 кВ будет протекать мощность большая, чем протекающая в нормальном режиме, т.е. должна обеспечиваться пропускная способность сети. Данное положение является третьим критерием, влияющим на место установки ПСР. В настоящее время наиболее проработанным решением, используемым для секционирования и резервирования сельских электрических сетей 6-10 кВ являются

реклоузеры [4-8]. Реклоузеры - это коммутационные аппараты, имеющие один силовой контакт, причём управление контактом осуществляется независимо. Применение реклоузеров в электрических сетях 6-10 кВ даёт возможность автоматически, или по команде диспетчера, изменять конфигурацию сети при изменении режима ее работы. Для этого реклоузеры оснащены микропроцессорным блоком управления, позволяющим обеспечивать передачу данных в центр управления сетями электросетевой организации.

Таким образом, применение реклоузеров в электрических сетях 6-10 кВ позволяет повысить надёжность электроснабжения потребителей. Оценка степени увеличения надёжности электроснабжения потребителей при использовании в сети реклоузеров требует разработки специальной методики, так как существующие методики не учитывают особенностей реклоузеров. Так, в источнике [9] компанией-производителем «Таврида Электрик» предложена методика выбора места установки реклоузеров и их количества на основе индексов SAIFI, ARAE, RNRE. Данная методика является в настоящее время единственной используемой в практической эксплуатации, при этом она характеризуется следующими недостатками:

- при выборе места установки не осуществляется учет нагрузок потребителей электрической сети, подключенных к разным участкам в результате установки реклоузера;

- не учитываются показатели надежности электрической сети;

- отсутствует возможность выбора наиболее эффективного место установки реклоузера, а эффективность его размещения определяется после установки путем сравнения показателей аварийных и плановых отключений электрической сети до и после установки.

В работе [10] представлена модель радиальной электрической сети 10 кВ, на которой производится оценка эффективности внедрения 3-х реклоузеров на основании расчета показателей надежности электроснабжения, содержащая 14 трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ суммарной нагрузкой 730,9 кВт протяженностью 20,3 км. Выявлено, что недоотпуск электроэнергии в сети при использовании реклоузеров снижается с 12008 кВтч/год до 5764 кВтч/год, а продолжительность отключения потребителей с 11,1-15,75 ч/год до 2,16-3,6 ч/год. При этом в работе не даны рекомендации по выбору оптимального места установки реклоузеров, а также применено 3 реклоузера для радиальной сети 10 кВ, что приводит к увеличению капитальных затрат на модернизацию сети и не является эффективным в связи с отсутствием резервного источника питания.

Цель работы заключается в разработке методики выбора места установки пунктов сетевого секционирования и резервирования в сельских электрических сетях 6-10 кВ.

Материалы и методы исследования.

При разработке методики выбора места установки реклоузеров в сельских электрических сетях 6-10 кВ осуществлялся расчет показателей надежности основных элементов сети в соответствие с «РД 34.20.574. Указания по применению показателей надежности элементов энергосистем и работы энергоблоков с паротурбинными установками» и данными программного комплекса «Аварийность» электросетевой организации ПАО «Россети Центр и Приволжье», содержащим сведения по аварийным отказам и плановым ремонтам основного силового электрооборудования подстанций и линий электропередачи.

Для проведения исследования была выбрана радиальная электрическая сеть 10 кВ - фидер №4, запитанный от шин низкого напряжения подстанции «Лубянская» 35/10 кВ, модель которого, разработанная на основе поопорной схемы, представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 - Модель исследуемой сельской электрической сети 10 Кв

Следует отметить, что электрическая сеть подключена к система сборных шин низкого напряжения 10 кВ подстанции «Лубянская» 35/10 кВ с 8 присоединениями. В свою очередь, к исследуемой электрической сети 10 кВ подключено 10 потребителей -трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ (ТП 10/0,4 кВ), 9 из которых обслуживаются филиалом ПАО «Россети Центр»-«Орелэнерго». Суммарная протяженность электрической сети 10 кВ составляет 23,57 км.

В настоящее время реклоузер в электрической сети 10 кВ установлен за опорой №12/2 (вариант №1) на потребительской отпайке протяженностью 3,64 км и предназначен для отключения ТП 10/0,4 кВ с диспетчерским наименованием Л-4-13, обслуживаемой Знаменским СГЦ, так как в случае повреждения на оборудовании потребителя, время устранения повреждения персоналом филиала ПАО «Россети Центр»-«Орелэнерго» будет выше ввиду того, что потребуется ручное отключение линейного разъединителя ЛР-10 кВ Л-4-4. При этом данный участок ЛЭП выполнен проводом СИП-3 3х70, а другие - голым проводом, их суммарная протяженность 23,57 км с общим количеством подключенных ТП 10/0,4 кВ - 9. С учетом данного фактора можно предположить, что место установки реклозера в электрической сети 10 кВ

выбрано не рационально, в связи с чем следует рассмотреть другие места установки, представленные на рисунке 2, а именно: за опорой №95 (вариант №2) и за опорой №5/1 (вариант №3).

Таким образом, для выбора оптимального места установки реклоузера необходимо провести расчет показателей надежности электроснабжения, при этом следует начинать с секции сборных шин 10 кВ, которая непосредственно влияет на возможность питания потребителей сети 10 кВ. Так как в случае выхода одного из трансформаторов 35/10 кВ, вводного выключателя 10 кВ или питающей ВЛ 35 кВ можно произвести оперативные переключения и подать питание на секцию шин 10 кВ по второй цепи. Таким образом, на расчет надежности будут непосредственно будут влиять показатели надежности следующих элементов: секции сборных шин 10 кВ, выключателя отходящего фидера №4 ВЛ 10 кВ типа ВМГ-10-630-20, реклоузера, участков электрической сети 10 кВ.

Основные показатели надежности указанного электрооборудования определяются по формулам (1-5) [11].

Количество часов перерывов от аварий определяется по формуле (1) [11]:

Ъ ер . ав .уч . г = ГВУЧ ТоГ" ^ ''' ' (ч/год) (1)

где ТВуч.кЛЭП - среднее время восстановления, ч;

ш0.уч^ - параметр потока отказов, год-1/100 км или год-1/100 шт;

N - длина участка ^ км.

Коэффициент планового простоя можно определяется по формуле (2) [11]:

Чпл.уч. г = у Тпл. г • тг, (о.е.) (2)

где Тпл^ - время плановых перерывов нго элемента (оборудования, участка

ЛЭП);

mi - количество плановых ремонтов в течение ремонтного цикла для нго элемента (оборудования, участка ЛЭП).

Среднее время простоя электрооборудования при преднамеренных отключениях Тпл^, ч, определяется по формуле (3) [11]:

у"*-.

^пл. г = Ут, (ч) (3)

где й - продолжительность ного ремонта электрооборудования, ч; п - количество ремонтов за рассматриваемый период.

Суммарное время перерывов в электроснабжении можно определить как сумму времени плановых перерывов и времени аварийных перерывов по формуле (4) [11]:

, (ч) (4)

В процессе работы сети возможен выход из строя одного или нескольких видов оборудования, участков линий электропередачи, что может привести к перерывам в электроснабжении потребителей, в связи с чем необходимо рассчитать вероятность безотказной работы цепей питания потребителей.

Согласно определению, «вероятность события Р(А) - отношение благоприятных ему исходов т к общему числу всех равновозможных несовместных исходов, образующих полную группу п», которое вычисляется по формуле (5) [11]: Р04 )= (о.е.) (5)

Расчет показателей надежности для каждого элемента сети необходимо выполнить как с использованием справочных данных, так и данных практической эксплуатации, исходя из которых определить наибольшие показатели вероятности отказа для непосредственного их использования в определении наиболее оптимального места установки реклоузера. Так, справочные данные по показателям надежности электрооборудования представлены в РД 34.20.574. В свою очередь, данные по аварийным и плановым отключениям элементов исследуемой сельской сети 10 кВ, занесенные в программный комплекс (ПК) «Аварийность» электросетевой организации ПАО «Россети Центр и Приволжье», представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Сведения об аварийных и плановых отключениях электрооборудования _исследуемой сельской электрической сети 10 кВ_

Сведения об аварийных и плановых отключениях электрической сети 10 кВ, запитанной от ПС 35/10 кВ «Лубянская», за 2018-2021 годы

Аварийные отключения

№ п/п Дата отказа Время отказа Время восстановления питания Продолжительность отказа

1 05.07.2020 02:10 02:23 0,22 ч

2 04.08.2021 09:01 14:50 5,8 ч

Плановые отключения

№ п/п Дата отключения Время отключения Время восстановления питания Продолжительность работ

1 13.02.2018 09:15 16:33 7,3

Плановые отключениях 1 секции шин 10 кВ подстанции 35/10 кВ «Лубянская» за 2017-2021 годы

№ п/п Дата отключения Время отключения Время восстановления Продолжительность отключения

питания

1 31.07.2018 10:13 15:00 4,8

2 11.11.2019 10:27 16:50 6,4

Аварийные отказы масляных выключателей в филиале ПАО «Россети Центр» за 2018-2021 годы -«Орелэнерго»

№ п/п Место установки Поврежденный узел,деталь Номинальное напряжение, кВ Тип выключателя Год изготовления

1 ПС 110/10 кВ Восточная Опорная изоляция 10 ВМГ-10 1967

2 ПС 110/35/10 кВ Красная Заря Блок-контакты 10 ВМПП-10 1981

3 ПС 110/35/10 кВ Шаблыкино Опорная изоляция 10 ВМПП-10 1982

ПС 110/6 кВ Контактная система

4 Железнодорожная 10 ВМПЭ-10 1974

5 ПС 110/6 кВ Железнодорожная Опорная изоляция 10 ВМПП-10 1973

6 РП 10 кВ Сабуровская Опорная изоляция 10 ВМГ-10 1965

Также значительную практическую значимость имеет определение показателей надежности реклоузеров, которые являются современным оборудованием и сведения об их отказах отсутствуют в литературных источниках. В связи с этим, их необходимо определить из результатов практической эксплуатации. Так, в настоящее время в филиале ПАО «Россети Центр»-«Орелэнерго» в эксплуатации находятся 141 реклоузер, при этом за 2021 год отказал 1, установленный на ВЛ 10 кВ - фидере №16 на ПС 110 кВ «Приборная», причиной неисправности которого стал выход из строя шкафа управления. Таким образом, поток отказов может быть определен для реклоузеров значением 0,007 год-1/100-шт.

Для определения ущербов от перерывов в электроснабжении потребителей и от недоотпуска электроэнергии при схемах электроснабжения без реклоузера и с его использованием в разных точках электрической сети 10 кВ с функцией аПв и без АПВ необходимо определить характеристики потребителей электрической сети 10 кВ.

В связи с этим были произведены оперативные замеры нагрузки на ТП 10/0,4 кВ и также взяты многолетние замеры нагрузки на вводе ВЛ-10 кВ №4 от ПС 35/10 кВ «Лубянская», которые представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Нагрузки трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ и ВЛ-10 №4 от _подстанции 35/10 кВ «Лубянская»__

№ п/п Объект (диспетчерское наименование) Дата замера Измеренная нагрузка, P, кВт Принятая нагрузка, P, кВт

1 ТП 10/0,4 кВ Л-4-1/100 05.03.2022 18 18

2 ТП 10/0,4 кВ Л-4-2/40 05.03.2022 11,8 11,8

3 ТП 10/0,4 кВ Л-4-3/160 08.03.2022 21,6 21,6

4 ТП 10/0,4 кВ Л-4-4/63 - - 11,2

5 ТП 10/0,4 кВ Л-4-6/60 07.03.2022 14,4 14,4

6 ТП 10/0,4 кВ Л-4-8/100 07.03.2022 13,8 13,8

7 ТП 10/0,4 кВ Л-4-10/63 06.03.2022 11,2 11,2

8 ТП 10/0,4 кВ Л-4-11/25 06.03.2022 4,3 4,3

9 ТП 10/0,4 кВ Л-4-12/25 08.03.2022 1,3 1,3

10 ТП 10/0,4 кВ Л-4-13/630-Потреб. - - 31,5

15.12.2021 93

16.06.2021 61

16.12.2020 83

11 ВЛ-10 кВ №4 от ПС 35/10 кВ 19.06.2020 30 139,1

«Лубянская» 18.12.2019 30

19.06.2019 30

19.12.2018 50

20.06.2018 25

Исходя из результатов замеров в соответствие с методикой, рассмотренной в работе [12] было выявлено, что время использования максимальной нагрузки потребителями в год Ттах исследуемой сельской электрической сети 10 кВ составляет 5561 ч.

Это, в свою очередь, позволит определить ущерб от аварийных перерывов для потребителей электрической сети 10 кВ в соответствие с по формулой (6) [11]:

Уав .уч. 4 = Уо • А И^ . , = у0 • РмучгГм8^0Гперавуч\ (руб./год), (6)

где у0 - удельный ущерб (у0=4,5доллара/кВтч или 468 руб./кВтч) [13]; ДWучi - недоотпуск электроэнергии, кВтч/год;

РМучi - максимальная нагрузка потребителей рассматриваемого участка сети,

кВт;

ТМучi - время использования максимальной нагрузки для потребителей рассматриваемого участка сети, ч;

Тпер.ав^ - время аварийного перерыва в электроснабжении рассматриваемого участка сети, ч.

Ущерб от плановых перерывов по формуле (7) [11]:

Упл.уч . 4 = Уо • А Иуч . , = Уо • ^уч^^плуч' (руб./год), (7)

где упл0 - удельный ущерб, принимаем, с учётом снижения ущерба при плановых перерывах, упл0= у0/2 = 234 руб./кВтч;

ДWплучi - недоотпуск электроэнергии, кВтч/год;

РМучi - максимальная нагрузка потребителей рассматриваемого участку сети,

кВт;

ТМучi - время использования максимальной нагрузки для потребителей рассматриваемого участка сети, ч;

Тпер пл учi - время планового перерыва в электроснабжении рассматриваемого участка сети, ч.

В соответствие с работой [2] дополнительно можно обеспечить снижение ущербов от недоотпуска электроэнергии и неоплаты за электроэнергию. Данные ущербы определяются по формулам (8-9):

Ущерб от неоплаты электроэнергии ввиду недоотпуска электроэнергии рассчитывается по формуле (8) [2]:

УН0 ЭЭ = (^Г • ^перП¿схема, ¿) • (руб./год) (8)

где WПiсхемаi - объём потребления электроэнергии за год нм потребителем, кВтч/год;

8760 - число часов в году, ч/год;

ТперПiсхемаi - время перерывов в электроснабжении нго потребителя, ч/год;

Ту - тариф на услугу по передаче электроэнергии, 2,33 руб/кВтч (для Орловской области на начало 2022 года согласно данным ПАО «Россети»).

Ущерб на устранение аварийных отключений определяется по формуле (9) [11]:

2 Иущерб, отк, ( 2 ^пер,ав, ( • ^устр, отк., (руб./год) (9)

где Уустр.отк - сумма расходов на устранение отключений за год, руб./год;

£1п Тпер.ав^ - сумма аварийных времени перерывов в электроснабжении за данный период времени, ч/год.

Следует отметить, что в работе была оценена возможность снижения рассмотренных ущербов за счет оснащения масляного выключателя ВМГ-10 и реклоузера функциями АПВ. Так, согласно программному комплексу (ПК) «Аварийность» электросетевой организации ПАО «Россети Центр и Приволжье», за 2018-2021 годы в филиале «Орелэнерго» было зафиксировано 2790 отключений ВЛ 610 кВ. При этом 397 автоматических повторных включений ВЛ 6-10 кВ средствами автоматики были успешными, а 1020 ручных повторных включений ВЛ 6-10 кВ персоналом оперативно-выездных бригад позволили восстановить электроснабжение потребителей. Таким образом, порядка 50% коротких замыканий в электрических сетях 10 кВ являются неустойчивыми и повторные включения коммутационных аппаратов бывают успешными, что было учтено в расчете времени перерывов в электроснабжении и эксплуатационных ущербов при использовании АПВ.

Выбор наиболее оптимального места установки реклоузера осуществлялся в соответствие с формулой (10) [2]:

2 И Э , п, —ИНВ , п • 2 И ИНВ, п 2 И э кспл, п 2 И стимул,п ТШ71, (10)

где ^Иэ.п - сумма приведённых издержек, руб./год;

^Иинв.п - сумма инвестиционных издержек, руб./год;

^Иэкспл.п - сумма эксплуатационных издержек, включающих амортизационные отчисления и затраты на текущий ремонт и обслуживание, руб./год;

^Истимул.п - сумма стимулирующих издержек, руб./год;

Кинв.п - коэффициент приведения инвестиционных издержек по проекту, принимаем равным 0,04 исходя из срока службы реклоузера в 25 лет.

Согласно данным филиала ПАО «Россети Центр»-«Орелэнерго» в расчете было учтено, что капитальные вложения, включающие рыночную стоимость, доставку на объект и монтаж реклоузера в электрическую сеть 6-10 кВ на начало 2022 года составляли 3.052.500 рублей.

Расчет послеаварийных режимов работы для рассмотрения критерия падения напряжения был произведен на примере кольцевой электрической сети 10 кВ, запитанной от ПС 110/35/10 кВ «Куликовская», представленной в работе [14], что позволило выявить эффективность внедрения реклоузеров и определить фактические отклонения напряжения на трансформаторных подстанциях 10/0,4 кВ, тем самым выявить допустимые аварийные ситуации, когда при изменении конфигурации электрической сети 10 кВ реклоузерами потребители будут обеспечены качественной электроэнергией. Падение напряжения на участках электрической сети определялось по формуле (11) [13]:

Д и = ЕШ, (В) (11)

^пот

где Р - активная мощность, протекающая по участку электрической сети, кВт;

О - реактивная мощность, протекающая по участку электрической сети, квар;

К - активное сопротивление участка электрической сети, Ом;

X - реактивное сопротивление участка электрической сети, Ом;

ипот - номинальное напряжение электрической сети, кВ.

В свою очередь, проверка по критерию предельной пропускной способности осуществлялась в соответствие с соотношением (12), согласно которому производился расчет возможности длительного протекания возросшего тока при реализации АВР реклоузером и питании кольцевой электрической сети в целом от одной секции шин 10 кВ:

-дл .до п — -р . тах, (12)

где 1дл.доп. - длительно допустимый ток провода, А;

1р.тах - максимальной рабочий ток линии послеаварийного режима.

Результаты исследований и их обсуждение.

На рисунке 2 представлены результаты расчетов времени перерывов в электроснабжении потребителей при использовании радиальной схемы без реклоузера, схемы с действующим местом установки реклоузера, а также для альтернативных вариантов его установки. Было выявлено, что суммарное время перерывов в электроснабжении для потребителей составляет 19,82 ч/год, при этом время аварийных перерывов в электроснабжении - 12,25 ч/год, а плановых 7,57 ч/год.

25 -

20

« «

и

£ 15

ча

и

о

И

<и

ч

т «

«

о «

а

<и а <и

а

<и а т

10

Время аварийных Время плановых Время совместных Время аварийных Время плановых Время совместных перерывов П1, перерывов П1, перерывов П1, перерывов П2, перерывов П2, перерывов П2, Тав, ч Тпл, ч Тсов, ч Тав, ч Тпл, ч Тсов, ч

I Радиальная сеть Вар. №2+АПВ оп. №92

Вар.№1 оп.№12/2 Вар. №>3 оп. №5/1

I Вар.№1+АПВ оп. №12/2 Вар. №3+АПВ оп. №5/1

Вар. №2 оп. №92

Рисунок 2 - Время перерывов в электроснабжении потребителей при использовании радиальной схемы и схемы с реклоузером в разных точках установки сельской

электрической сети 10 кВ

Установка реклозера на опору №12/2 позволила обеспечить снижение времени аварийных перерывов в электроснабжении потребителей, подключенных до него, до 10,74 ч/год, а плановых - до 6,87 ч/год, соответственно, при суммарном времени перерывов 17,6 ч/год. Так, время аварийных и плановых перерывов в электроснабжении потребителей, подключенных до реклоузера, уменьшилось в 1,14 и

5

0

1,1 раза. При этом использование функции АПВ позволяет уменьшить время аварийных перерывов до 5,37 ч/год, что 2,3 раза меньше при эксплуатации сети без средств секционирования. В свою очередь, надежность потребителей, подключенных за реклоузером не увеличивается, так как при отказе любого участка сети 10 кВ, коммутационных аппаратов или секции шин 10 кВ потребители потеряют питание.

Наиболее оптимальным вариантом является установка реклоузера на опору №5/1 (вариант №3). Это позволит снизить время перерывов в электроснабжении, подключенных до реклоузера до 8,45 ч/год, а плановых - до 5,75 ч/год, что, соответственно, меньше, чем при радиальном исполнении сети в 1,45 и 1,3 раза. При этом суммарное время перерывов в электроснабжении при использовании указанного варианта электрической сети составило 14,2 ч/год.

На рисунке 3 представлены результаты расчетов ущербов от недоотпуска электроэнергии, неоплаты за электроэнергии, устранения аварийных отключений персоналом электросетевых организаций и суммарные ущербы при использовании радиальной схемы электрической сети 10 кВ и схем с использованием реклоузера в разных точках установки. Было выявлено, что при эксплуатации сети в радиальном исполнении ущерб составлял более 700000 руб./год.

Внедрение реклоузера в электрическую сеть на действующее место установки позволило снизить ущерб до 609411 руб./год, при этом только ущерб от недоотпуска уменьшился в 1,09 раза по сравнению с радиальной схемой. Следует отметить, что использование функции АПВ обеспечит снижения ежегодного значения рассмотренных ущербов до 410765 руб./год.

Наиболее эффективным вариантом по наименьшим эксплуатационным ущербам является установка реклоузера на опору №5/1 (вариант №3).

Суммарный ущерб, руб/год

Ущерб от неоплаты, руб/год

Ущерб от устранения отключений, руб/год

Ущерб от недоотпуска, руб/год

0 100000 200000 300000 400000 500000 600000 700000 800000 Ущерб, руб.

■ Вар.№3+АПВ оп.№5/1 Вар.№3 оп.№5/1 ■Вар.№2+АПВ оп.№92 Вар.№2 оп.№92

■ Вар.№1+АПВ оп.№12/2 ■ Вар.№1 оп.№12/2 ■ Радиальная схема

Рисунок 3 - Эксплуатационные ущербы электросетевой организации при использовании радиальной схемы и схемы с реклоузером в разных точках установки сельской электрической сети 10 кВ

В данном случае ежегодный ущерб будет составлять 555143 руб./год, а ущерб от недоотпуска электроэнергии удастся снизить в 1,3 раза по сравнению с радиальной схемой. Реализация функции АПВ также позволяет снизить суммарный ущерб до 348461 руб./год, что является наиболее приемлемым вариантом среди рассмотренных.

Таким образом, можно сделать вывод, что наиболее оптимальным местом установки реклоузера будет опора №5/1, т.е. вариант №3. Это позволит обеспечить

минимальные стимулирующие издержки при эксплуатации электрической сети 10 кВ без функции АПВ со значением 555143 руб./год, а при оснащении функцией АПВ -348461 руб./год, что выгоднее по сравнению с радиальной сетью на 366592 руб./год.

Как ранее было отмечено, в сельских электрических сетях дополнительным критерием, по которому необходимо осуществлять выбор места установки пункта секционирования и резервирования линий электропередачи 6-10 кВ является допустимое падение напряжения. Это обусловлено тем, что потребители могут осуществлять расчет за потребляемую электрическую энергию по напряжению 6-10 кВ ввиду того, что трансформаторная подстанция 6-10/0,4 кВ будет находиться на их балансовой принадлежности. В связи с этим, согласно ГОСТ 32144-2013, медленные изменения напряжения в точке сбыта не должны превышать отклонения ±10% от номинального напряжения, то есть не опускаться и подниматься выше значений 9000 В и 11000 В.

Это возможно обеспечить за счет группового регулирования напряжения устройством регулирования под нагрузкой, установленным на понижающей трансформаторе с высшим напряжением 35-110 кВ. То есть основной целью будет являться обеспечение требуемого напряжения в точках сбыта. При этом напряжение на ТП 10/0,4 кВ, находящихся на балансовой принадлежности филиала ПАО «Россети Центр»-«Орелэнерго», могут выходить за данные диапазоны, так как за счет оснащения трансформаторов устройством переключения без возбуждения число витков и изменения коэффициента трансформации возможно будет обеспечить оптимальное напряжение у потребителей на стороне 0,4 кВ.

На примере кольцевой электрической сети 10 кВ, запитанной от ПС 110/35/10 кВ «Куликовская», включающей фидеры №1 и №5, представленной в работе [14], было выявлено, что при аварии на секции шин №1 10 кВ и питании кольцевой сети от секции шин №2 через фидер №5 в режиме максимальной нагрузок с полной мощностью 1,698 МВА напряжения на вводе наиболее удаленной потребительской ТП 10/0,4 кВ с диспетчерским наименованием К-1-25-П за счет возможности регулирования напряжения составляет 9904 В, т.е. отклоняется на -1% от номинального. Результаты расчетов отклонений напряжения в исследуемой кольцевой электрической сети 10 кВ при рассмотренном режиме, а также других возможных режимах при повреждении на участках кольцевой сети представлены на рисунке 4.

Требование допустимой пропускной способности также связано с возможностью изменения нагрузки при переключении коммутационных аппаратов в кольцевых электрических сетях 6-10 кВ и непосредственно увеличением токов нагрузки через проводники.

Данный критерий также следует рассмотреть на примере кольцевой электрической сети 10 кВ, запитанной от ПС 110/35/10 кВ «Куликовская», при этом наиболее тяжелыми режимами будут аварии на секциях шин 10 кВ №1, №5, при которых кольцевая электрическая сеть 10 кВ должна быть запитана со смежной секции шин.

В данном случае наибольшая нагрузка будет проходить на первых участках электрической сети, при этом должно соблюдаться соотношение (12), обеспечивающее пропускную способность проводника на начальных участках сети.

При аварии на секции шин 10 кВ №1 подстанции 110/35/10 кВ «Куликовская» питание сети будет осуществляться через фидер №5, первые участки которого выполнены проводом СИП-3 3х70 длительно допустимая нагрузка которого, согласно данным [15] заводов изготовителей составляет 310 А. Таким образом, по соотношению (16) проверим допустимость данного режима с учетом того, что ток нагрузки будет составлять 115 А.

310А >И5А. - режим допустим.

Произведем аналогичное сравнение при аварии на секции шин 10 кВ №2 и протекании полной мощности сети через провод АС-70, с длительно допустимым током 265 А [16]:

265А > И5А. - режим допустим.

-10 -

• Нормальный режим 11 кВ • Авария между ИЕС88 и КЕС89 11 кВ

• Авария между ВВ ф.№1 1 с.ш. и ЯЕС87 11 кВ • Авария 1 с.ш. 11 кВ

^^^ Нормальный режим 10,5 кВ • Авария между ВВ ф.№1 1 с.ш. и ИЕС87 10,5 кВ

Рисунок 4 - Отклонения напряжения на ТП 10/0,4 кВ, присоединениях подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ и подстанции «Орловская Районная» 220/110/10 кВ от номинальных значений по топологии энергосистемы и кольцевой электрической сети 10 кВ с реклоузерами при различных режимах работы и питании от фидера №5

Таким образом, проведенные расчеты позволяют сделать выводы, что даже в наиболее тяжелых режимах при использовании проводников оптимальных сечений обеспечивается возможность сетевого резервирования потребителей для обеспечения минимальных перерывов в электроснабжении.

Выводы. Исходя из результатов исследования можно сделать следующие выводы:

1. Существующие методики выбора места установки пунктов сетевого секционирования и резервирования электрических сетей 6-10 кВ характеризуются рядом недостатков: не осуществляется учет нагрузок потребителей электрической сети, подключенных к разным участкам; не учитываются показатели надежности электрической сети; отсутствует возможность выбора наиболее эффективного место установки реклоузера;

2. B работе было предложено использование методики выбора места установки пунктов сетевого секционирования и резервирования электрических сетей 6-10 ^ на основе следующих критериев: надежности электроснабжения, допустимых потерь напряжения и пропускной способности электрической сети;

3. Применение методики на примере фидера №4 BЛ 10 запитанного от шин низкого напряжения подстанции «Лубянская» 35/10 позволило из 3 вариантов выбрать наиболее эффективное место установки реклоузера, что обеспечивает снижение эксплуатационных издержек при оснащении коммутационных аппаратов функцией AПB сетью на 366592 руб./год;

4. На примере кольцевой электрической сети 10 запитанной от ПС 110/35/10 ^ «Куликовская», включающей фидеры №1 и №5, было выявлено, что при аварии на секции шин №1 10 ^ и питании кольцевой сети от секции шин №2 через фидер №5 в режиме максимальной нагрузок с полной мощностью 1,698 MBA напряжения на вводе наиболее удаленной потребительской ^ 10/0,4 ^ с диспетчерским наименованием К-1-25-П за счет возможности регулирования напряжения составляет 9904 B, т.е. отклоняется на -1% от номинального. При этом использование проводников СИП-3 3х70 и АС-70 не снижает пропускную способность электрической сети 10 ^ и обеспечивает возможность протекания тока нагрузки потребителей со значением 115 А при длительно допустимых токах проводников 310 А и 265 А.

Библиография:

1. Bиноградов АБ. Принципы управления конфигурацией сельских электрических сетей и технические средства их реализации: Монография. Орёл: Изд-во «Картуш», 2022. 392 с.

2. Повышение надёжности электроснабжения потребителей посредством применения мультиконтактных коммутационных систем в линиях электропередачи 0,4 ^ с отпайками I АБ. Bиноградов [и др.] // Bестник НГИЭИ. 2020. № 11(114). С. 48-64.

3. Повышение эффективности защиты линий электропередачи 0,4 ^ с отпайками от однофазных коротких замыканий за счёт применения мультиконтактной коммутационной системы M^-2-3B I АБ. Bиноградов [и др.] // Bестник Казанского государственного аграрного университета. 2020. T. 15. №3(59). С. 58-63.

4. Левин П.Н., Добрынин П.А., Середкин О.А. Секционирование распределительных сетей с помощью реклоузеров, с целью повышения уровня надежности электрических сетей // Инженерные системы и сооружения. 2020. T. 1. № 1(38). С. 143-146.

5. Recloser based energy exposure assessment of a distribution network I R. Thomas [and etc] II J. energy South. Afr. vol. 30. n. 4. Cape Town. Nov. 2019.

6. Wright L., and Ayers L. 2017. Mitigation of undesired operation of recloser controls due to distribution line inrush II IEEE Trans. Industry Applications. № 53(1). PP. 80-87.1.

7. Гудин Д.И., Tрушин М.Д. Повышение надежности сельских распределительных сетей с применением реклоузеров // Уникальные исследования XXI века. 2015. № 12(12). С. 22-24.

8. Rashid Niaz Azari, Mohammad Amin Chitsazan, Iman Niazazari. Optimal Recloser Setting, Considering Reliability and Power Quality in Distribution Networks II American Journal of Electrical Power and Energy Systems. 2017. № 6(1). PP. 1-6.

9. Bакуумный реклоузер. REC15. REC25. Tехническая информация. TEL. Tаврида Электрик. II URL: https:IIwww.tavrida.comIupIoadIibIock/0f0/TER_RecDoc_PG_1.pdf (дата обращения 12.01.2020 г).

10. Семикин С.Д., Белов С.И. Сокращение недоотпуска электроэнергии потребителей за счёт применения реклоузеров в сельской электрической сети 10 ^ Агротехника и энергообеспечение. 2022. № 1(34). С. 35-42.

11. Bиноградов АБ. Методика определения надёжности электроснабжения потребителей в схемах электроснабжения, содержащих мультиконтактные

коммутационные системы // Вестник Башкирского государственного аграрного университета. 2020. № 2 (54). С. 73-84.

12. Лансберг А.А. Определение характеристик потребителей системы электроснабжения для обоснования применения мультиконтактных коммутационных систем в интеллектуальных электрических сетях // Научный журнал молодых ученых. 2020. № 2(19). С. 95-102.

13. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. 4-е изд., перераб. и доп. М. : ЭНАС, 2012. 376 с.

14. Определение токов коротких замыканий в сельской электрической сети 10 кВ, секционируемой реклоузерами для осуществления дистанционного контроля их срабатывания / А.В. Виноградов [и др.] // Вестник аграрной науки Дона. 2021. № 1 (53). С. 34-43.

15. Провод СИП-3 1х70. КПС // URL: https://k-ps.ru/spravochnik/provoda-izolirovannyie/dlya-vozdushnyix-Nnij-peredach/sip-3/provod-sip-3-1%D1%8570.html (дата обращения 03.04.2022 г.).

16. Провод АС 70/11: вес, диаметр, сечение и другие характеристики. LinijaOpory // URL: https://linijaopory.ru/provod-as-70-11-ves-diametr-sechenie-i-drugie-xarakteristiki/ (дата обращения 03.04.2022 г.).

УДК 664.1

ОРГАНОЛЕПТИЧЕСКИЕ И ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ШОКОЛАДА

Пименов А. Н., бакалавр 3 курса направления подготовки 19.03.01 «Биотехнология». Научный руководитель к.с-х.н., доцент Воронкова М.В. ФГБОУ ВО Орловский ГАУ

АННОТАЦИЯ

С каждым годом появляются новые виды шоколада с различными вкусами и добавками. Но именно классический молочный и горький шоколад остаются наиболее популярными. Цель работы: выявить марку шоколада, которая наиболее полезна по органолептическим и химическим показателям. Исследования проводились на базе кафедры химии Орловского ГАУ.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА

Шоколад, углеводы, органолептические показатели, белок, жиры. ABSTRACT

Every year there are new types of chocolate with different flavors and additives. But it is the classic milk and bitter chocolate that remain the most popular. The purpose of the work: to identify the brand of chocolate that is most useful for organoleptic and chemical indicators. The research was carried out on the basis of the Department of Chemistry of the Orel State Agrarian University.

KEYWORDS

Chocolate, carbohydrates, organoleptic parameters, protein, fats.

Введение. Шоколад - одно из главных лакомств детей и взрослых. Изначально, в древности люди просто измельчали какао-бобы, разбавляли водой и употребляли напиток. Лишь в 1847 году шоколад был переизобретён в качестве твёрдой плитки и получил настоящее признание. Из-за различных вкусовых добавок и ароматизаторов многие марки шоколада изменили наше представление о настоящем вкусе. Также, на