ПУБЛИЧНОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «РОССИЙСКИЕ СЕТИ»
	СБОРНИК ТИПОВЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ
	РЕШЕНИЙ ПАО «РОССЕТИ»
СТО 34.01-2.2-032-2017

Линейное коммутационное оборудование 6-35 кВ-секцноннрующие пункгы (реклоузеры)

Том 1.1 «Общие данные»

Стандарт организации

Дата введения: 14.11.2017

ПАО «Россети»

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27.12.2002 № 184-ФЗ «Отехническом регулировании», объекты стандартизации и общие положения при разработке и применении стандартов организаций Российской Федерации - ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения», общие требования к построению, изложению, оформлению, содержанию и обозначению межгосударственных стандартов, правил и рекомендаций по межгосударственной стандартизации и изменений к ним -ГОСТ 1.5-2001, правила построения, изложения, оформления и обозначения национальных стандартов Российской Федерации, общие требования к их содержанию, а также правила оформления и изложения изменений к национальным стандартам Российской Федерации - ГОСТ Р 1.5-2012.

Сведения о сборнике типовых технических решений по линейной части с применением секционирующих пунктов (реклоузеров)

1    РАЗРАБОТАН:

(АО «ЦТЗ») при участии Департамента оперативно-технологического управления ПАО «Россети»

(Петров С.А.), Заместителя главного инженера АО Янтарьэнерго (Моисеев М.М.)

2    ВНЕСЕН:

Департаментом оперативно-технологического управления ПАО «Россети»

3    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

Распоряжением ПАО «Россети» от 14.11.2017 №617р.

4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Замечания и предложения по НТД следует направлять в ПАО «Россети» согласно контактам, указанным на официальном информационном ресурсе или по электронной почтой по адресу: nlo@rosseti.ni. Настоящий документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения ПАО «Россети».

Данное ограничение не предусматривает запрета на присоединение сторонних организации к настоящему ( тандарту и его использование в своей производственно-хозяйственной деятельности. И аучае присоединения к настоящему Стандарту сторонней организации необходимо уведомить ПАО «Россети».

CO,CO(Q)- стоимость владения сетью (издержки) до и после реконструкции, руб/год.

Стоимость владения рассчитывается как сумма амортизационных затрат, операционных затрат, стоимости ЭЭ.

4.1.3 Выбор наиболее эффективного варианта

Наиболее технически и экономически выгодным вариантом повышения надежности распределительной сети является вариант с наименьшим показателем ARIE и наибольшим RDCO. При этом должна учитываться топология сети, географические особенности местности, необходимость минимизации установки нетелемеханизированных коммутационных аппаратов (разъединителей), локализацию и категорию надежности электроснабжения потребителей.

Улучшение показателя SAIDI, SAIFI может быть также достигнуто такими техническими мероприятиями как:

-    модернизация устройств РЗА на питающих пунктах;

-    выполнение программ ТОиР, ТПиР.

При новом строительстве, выполнение программ ТОиР и ТПиР для повышения надежности распределительной сети необходимо руководствоваться ПУЭ, положениями ПАО «Россети» «О единой технической политике в электросетевом комплексе» в части выбора типа проводов ВЛ и способа их подвески из условия прохождения трассы, применением дополнительных мер по защите проводов, выбора материала и конструкционной особенностей опор и т.д. Техническая составляющая рассмотренных мероприятий по повышение надежности не относится к области применения данного стандарта и в данном сборнике не рассматривается.

Секционирующие пункты (рсклоузеры) рекомендуется устанавливать в нормальных точках раздела (НТР).

5. Методика выбора параметров срабатывания зашит

Применение устройства для защиты кабельной или воздушной линии, предусмотрено в двух вариантах: без измерения по цепям напряжения или с наличием цепей напряжения.

В случае применения цепей напряжения для сетей, имеющих в своем составе большую долю двигательной нагрузки, элементы малой генерации и др. возможна организация направленной максимальной токовой защиты (НМТЗ),

реализация вольтметровой блокировки токовых защит, а также выполнение автоматики повторного включения (АПВ) с контролем наличия или отсутствия напряжения на линии, автоматики ввода резерва (АВР).

В случае применения устройства без измерения цепей напряжения необходимо при конфигурации и установке уставок устройства учитывать, что часть функций будут блокированы, и применение устройства будет ограничиваться режимами работы конкретной сети.

Состав защит необходимо уточнять при конкретном проектировании по результатам расчетов токов короткого замыкания, токов замыкания на землю и расчета токораспедсления в условиях наличия питания больше чем от одного источника.

5.1 Расчеты рабочих уставок максимальной токовой защиты линий (МТЗ) Ток срабатывания МТЗ

выбирается в амперах (первичных) по трем условиям:

-    несрабатывания защиты 2РЗ при сверхтоках послеаварийных перегрузок, т.е. после отключения короткого замыкания на предыдущем элементе (рисунок. 5.1);

-    согласования чувствительности защит последующего и предыдущего элементов

-    обеспечения достаточной чувствительности при КЗ в конце защищаемого элемента (основная зона) и в конце каждого из предыдущих элементов (зоны дальнего резервирования).

£1стпредмакс(п) ' наибольшая из геометрических сумм токов срабатывания

максимальных токовых защит параллельно работающих предыдущих элементов п (рисунок 5.2); при разнице между углами фазового сдвига напряжения и тока для всех предыдущих элементов п не более 50 градусов допустимо арифметическое сложение вместо геометрического;

N-n

Х*рабмакс(Ы-п) " геометрическая сумма максимальных значений рабочих

токов всех предыдущих элементов (N)_y за исключением тех, с защитами которых производится согласование (я); при примерно однородной нагрузке практически допустимо арифметическое сложение вместо геометрического, что создает некоторый расчетный запас [1 ].

Из полученных по выражениям (5.1) и (5.2) значений токов срабатывания защиты выбирается наибольшее.

Оценка эффективности защиты производится с помощью коэффициента чувствительности который показывает, насколько ток в реле защиты при разных видах КЗ превышает ток срабатывания /_ср (уставку):

/рми„ - минимальное значение тока в реле при наименее благоприятных условиях. При определении значения этого тока необходимо учитывать вид и место КЗ, схему включения измерительных органов (реле) защиты, а также

реально возможные минимальные режимы работы питающей энергосистемы, при которых токи КЗ имеют наименьшие значения.

Минимальные значения коэффициента чувствительности для максимальной токовой защиты должны быть не 1,5 при КЗ в основной зоне защиты и около 1,2 при КЗ в зонах дальнего резервирования, т.е. на предыдущих (нижестоящих) элементах [2].

5.2 Выбор времени срабатывании МТЗ.

Выдержка времени максимальных токовых защит вводится для замедления действия защиты с целью обеспечения селективности действия защиты последующего элемента по отношению к защитам предыдущих элементов. Для этого выдержка времени (или время срабатывания) защиты последующей линии Л2 (рисунок 5.1) выбирается большей, чем у защит предыдущих элементов, например, линии Л1:

Лл.гюсл ⁼ Л.хпред ^ А/    (5.4)

где

At - ступень селективности. Её значение выбирается в зависимости от точности работы защитных устройств и времени отключения выключателей.

Значение At для цифровых реле с независимой характеристикой определяется, главным образом, точностью отработки ступени селективности предыдущей защитой.

Ступень селективности защиты для цифровых реле по времени выбирается из выражения:

I ~ «откл ■*" Iвозвр + Аюгр1 ⁺ *погр2 "** Лап    (5.5)

где:

tone - время действия (отключения) выключателя (при отсутствии паспортных данных принимают Юткл=0,06 с);

t во тир    время возврата защиты. Для цифровых реле 1но*шр определяется с

учетом конкретного производителя

tiKJipi - погрешность срабатывания по времени для предыдущей защиты,

tnoip2 - погрешность срабатывания по времени для последующей защиты;

Лан- время запаса надежности срабатывания реле (W⁸*),! с).

Погрешность срабатывания цифровых реле всех выдержек времени, кроме защит с зависимой врсмятоковой характеристикой, обычно не превышает ±2% от уставки при выдержках более 0,5 с и ± 25 мс при выдержках менее 0,5 с. С

учетом вышеизложенного сту пень селективности по времени для цифровых реле рекомендуется принять 0,3 с.

При согласовании цифровых реле с полупроводниковыми (статическими) реле временная ступень селективности определяется из паспортных данных на эти реле. Опыт работы с полупроводниковыми органами выдержки времени (например: РВ-01, ЯРЭ) показывает на возможность применения At=0,3 - 0,4 с [1]

Для согласования цифровых реле с электромеханическими реле с зависимой характеристикой времени срабатывания РТ-80 или РТ-90 ступень селективности принимают At = 0,6 с и At = 0,8 с для реле РТВ.

Ступень селективности At должна обеспечиваться:

а)    при согласовании защит с зависимыми характеристиками - при максимальном значении тока КЗ в начале предыдущего участка; такое согласование позволяет в ряде случаев ускорять отключение КЗ.

б)    при согласовании защит с независимой и зависимой характеристиками - при токе срабатывания последующей защиты с независимой характеристикой.

5.3 Защита от однофазных замыканий на землю (033) в распределительных сетях 6-35 кВ

Несрабатывание защиты при внешних 033 и в режимах без 033 обеспечивается выбором тока срабатывания /ос.з., а необходимых случаях времени срабатывания /с.з- Первичный ток срабатывания защиты выбирается из двух условий [1,3]:

-    отстройки от собственного емкостного тока защищаемого присоединения /а при дуговых перемежающихся 033:

^Ос.г. ^ ^стс ' ^6р ’/с    (5.6)

где

Кого = 1,2 + 1,3 - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность реле тока, ошибки расчета /о и запас;

Кор - коэффициент, учитывающий увеличение действующего значения 1с при дуговых перемежающихся 033 (принимается равной 2 + 2,5 на микроэлектронной и микропроцессорной базе).

-    отстройки от максимального тока небаланса ФТНП в режимах без 033 или при внешних междуфазных КЗ:

(5.7)

К_оге = 1,25 для трехтрансформаторных ФТНП и 1,5-2 (учитывая приближенный характер определения /„g.mxc) для кабельных ТТНП.

Собственный емкостной ток /<• определяется как сумма емкостных токов всех электрически связанных участков и элементов (КЛ или ВЛ), находящихся в зоне действия защиты от 033.

Собственный емкостной ток ЛЭП (участка ЛЭП) определяется по выражению:

•1я‘й>ифмхм	(5.8)
•w/.	(5.9)

где Сол - удельная емкость фазы ЛЭП на землю, Ф/км;

/_л - длина ЛЭП (участок ЛЭП), км;

(о = 2я-50, 1 / с;

£/ф.ном - номинальное фазное напряжение сети. В; п - число параллельных ЛЭП в одной цепи (для КЛ);

/сол - собственный емкостной ток ЛЭП на единицу длины, А/км.

Для КЛ Сол (или /сол) определяется по справочным данным.

Первичный ток небаланса для трехтрансформаторного ФТНП определяется по выражению:

Iмб шкс -    ’ * paoimw    (5.    10)

где

/раем макс ^— максимальное значение фазного ток, протекающего в месте установки ФТНП в режимах без 033 (рабочем режиме, при пуске или самозапуске ЭД, внешнем КЗ и т.д.);

К,if, - коэффициент небаланса.

Коэффициент небаланса К„г, принимается в зависимости от кратности /расчмакс по отношению к номинальному току трансформаторов тока. При небольших кратностях, до (2-^-3)/,»м, рекомендуется принимать К,* = 0,05, при больших кратностях К,* = 0,1.

Проверка чувствительности защиты:

к_ч =I(Jl_ej_ =1,5-2

5.4. Уставки автоматическою включения резерва (ЛВР)

Под уставками устройств АВР в первую очередь имеются в виду уставки защиты минимального напряжения, которая входит в состав практически каждого устройства АВР. Кроме того, в схемах АВР есть ряд вспомогательных реле (например, реле возврата схемы, реле ограничения длительности импульса и др.), для которых также необходимо выбрать уставки.

Реле, контролирующие исчезновение напряжения, должны отпадать при полном его исчезновении или снижении до величины, при которой не обеспечивается нормальная работа потребителей. С этой точки зрения можно принять уставку по напряжению около (0,5-0,6)(/_||0м. Однако при выполнении защиты минимального напряжения стремятся обеспечить, чтобы она по возможности не приходила в действие при повреждениях в питающей сети 35-220 кВ, а также, чтобы не срабатывала при неисправности в цепях напряжения. Поэтому рекомендуется настраивать напряжение срабатывания реле порядка (0,25-0,4)(/_|Ю„. Уставку реле контроля наличия напряжения целесообразно принимать, возможно, ближе к номинальному напряжению, чтобы при подключении новой нагрузки к резервному источнику был обеспечен самозапуск заторможенных двигателей. В данном случае ограничивающим является требование обеспечить надежное срабатывание реле контроля в нормальных условиях [4].

,,    _<i£₌_    (5.12)

‘•'п ^ .

где

(Лаи, - минимальное допустимое рабочее напряжение; к_и - коэффициент надежности (принимается 1,05-1,1); к_н - коэффициент возврата.

Время срабатывания защиты минимального напряжения выбирается, как правило, таким образом, чтобы она не успела доработать и подействовать на отключение в цикле АПВ или АВР питающего источника. Это делается для того, чтобы в каждом случае нарушения нормального энергоснабжения потребителей питание восстанавливалось с помощью минимального количества переключении и схема сети оставалась возможно ближе к нормальной.

При согласовании выдержки времени защиты минимального напряжения с вышестоящим устройством АВР, также имеющим пуск от своей защиты минимального напряжения, необходимо обеспечить, чтобы рассматриваемая защита не успела сработать до подачи напряжения в результате успешного

действия вышестоящего устройства АВР, запущенного своей защитой минимального напряжения. Для этого достаточно ко времени действия вышестоящей защиты минимального напряжения прибавить время на работу выключателей и других аппаратов, участвующих в АВР, учесть возможный разброс времени срабатывания реле времени и дать некоторый запас. Тогда для АВР в схемах с выключателями [4]:

Л — ^ош2    ■*'^ися.вг    ^+    + ^2 "***epPH ⁺    (5.13)

где

/i - уставка рассматриваемой защиты;

/киц2 - уставка вышестоящей защиты, с которой производится согласование;

WiBi    -    время    отключения выключателя основного    питания    на

вышестоящей подстанции;

/<шо1.в2    -    время    включения выключателя резервного    питания    на

вышестоящей подстанции;

Д/i, Д/2 - максимальное отклонение времени срабатывания реле времени от уставки на вышестоящей и рассматриваемого участка соответственно;

/сррн - время срабатывания реле, контролирующего наличие напряжения на рассматриваемом участ;

/иII - время запаса.

Приведенная формула составлена для простейшей схемы АВР, в которой участвуют только выключатели основного и резервного питания.

При согласовании в данном случае исходят из того, что обе защиты минимального напряжения запускаются одновременно.

Или приблизительно можно принять [5]:

/,>/_w2+ (1.75-3)    (5.14)

При согласовании выдержки времени защиты минимального напряжения с временем действия АПВ, установленного на линии высшего напряжения, необходимо обеспечить, чтобы рассматриваемая защита не успела сработать до подачи напряжения в результате успешного АПВ.

Следовательно, время защиты обязательно должно быть больше времени успешного АПВ. Очевидно, что защита минимального напряжения, может запуститься не тогда, когда поврежденная линия отключится своей защитой, а в момент возникновения повреждения. Следовательно, нужно учесть время работы защиты на линии основного питания. Кроме того, необходимо учесть

Состав сборника типовых технических решений ПЛО «Россети» по линейной части с применением секционирующих пунктов (рек.к» зеров):

Том №1.1 Общие данные;

Том №1.2. Секционирующие пункты (реклоузеры):

•    Книга 1.2.1 Реклоузеры АО «ГК «Таврида Электрик».

•    Книга 1.2.2 Секционирующие пункты ЗАО «ГК «Электрощит» ТМ Самара».

время действия выключателя, на котором происходит ЛИВ, отклонение времени срабатывания от уставки у реле времени, входящих в схему, и время запаса.

Тогда

Л - ¹шщ2 ^{+ /}«1«Л1 ^+/исдВ2 + А/, +Л/₂ +/_c/rf>/, +/_Л#|    (5.15)

где /| - время срабатывания защиты минимального напряжения;

Лшц- расчетное время действия защиты питающей линии;

/апв - уставка АПВ на питающей линии;

^опсл.в» /вкл.в - время отключения и включения выключателя питающей линии;

А/таги, А/лгш - наибольшие возможные отклонения от уставки защиты питающей линии, АПВ питающей линии и рассматриваемой защиты минимального напряжения соответственно;

/та» - время запаса.

Порядок величин, входящих в формулу согласования, такой же, как и при согласовании с АВР. Время защиты минимального напряжения АВР должно быть [5] на 2,5 - 3,5 сек больше, чем сумма времени защиты и АПВ питающей линии.

5.5. Автоматическое повторное включение (АПВ)

По условиям бесперебойности питания потребителей и надежности работы энергосистемы время срабатывания устройства АПВ (/апв) желательно иметь минимальным. Однако минимально возможное время восстановления схемы действием АПВ ограничивается рядом факторов: временем полного отключения места повреждения от всех источников питания, номинальным напряжением сети, конструкцией привода и выключателя и др.

5.5.1.Расчет уставок АПВ

Для одиночных линий с односторонним питанием время срабатывания устройства однократного АПВ /|дпв выбирается по двум условиям:

- по условиям деионизации среды время от момента отключения линии до момента повторного включения и подачи напряжения должно определяться по выражению

ЛИН —    (5.    16)

где

/_д- время деионизации, составляющее 0,1—0,3 с;

/_та«I - время запаса.

Оглавление

1.    Область применения...............................................................................................................5

2.    Нормативные ссылки..............................................................................................................5

3.    Условные обозначения и сокращения...................................................................................7

4.    Повышение надежности.........................................................................................................8

4.1    Методика сравнения и выбора наиболее эффективного технического решения по

повышению надежности..............................................................................................................10

4.1.1    Показатели надежности......................................................................................................10

4.1.2    Показатели эффективности................................................................................................11

4.1.3    Выбор наиболее эффективного варианта..........................................................................12

5.    Методика выбора параметров срабатывания зашит..........................................................12

5.1    Расчеты рабочих уставок максимальной токовой зашиты линий (МТЗ)..........................13

5.2    Выбор времени срабатывания МТЗ......................................................................................16

5.3    Защита от однофазных замыканий на землю (033) в распределительных сетях 6-35 кВ ........................................................................................................................................................17

5.4.    Уставки автоматического включения резерва (АВР)........................................................19

5.5.    Автоматическое повторное включение (АПВ)...................................................................21

5.5.1 Расчет уставок АПВ............................................................................................................21

6.    Перечень НТД........................................................................................................................23

Приложение А. Таблица аналогов секционирующих пунктов (реклоузеров).......................24

1.    Область применении

«Сборник типовых технических решений по линейной части с применением секционирующих пунктов (реклоузеров)» (далее Сборник) разработан для решения задач по развитию электросетевого комплекса, в части проектирования и строительства распределительных сетей 6-35 кВ и позволяет принимать решения на предпроектном этапе. Сборник распространяется на линейное коммутационное оборудование 6-35 кВ - секционирующие пункты (реклоузсры) для воздушных линий электропередач.

Сборник содержит типовые технические решения по повышению надежности распределительных сетей 6-35 кВ объектов ДЗО ПАО «Россети».

Сборник предназначен на практике:

-    для повышения уровня надежности электросетевого комплекса;

-    для реализации единой технической политики;

-    для обновления нормативно-технических документов отрасли;

-    для решения задач по развитию электросетевого комплекса, в части проектирования и строительства распределительных сетей 6-35 кВ;

-    для общей оценки титула целиком при подготовке инвестиционной программы ДЗО ПАО «Россети»;

-    для предпроектной оценки объемов работ по объектам 6-35 кВ ДЗО ПАО «Россети»;

-    для уменьшения стоимости и сроков выполнения проектной и рабочей документации;

-    для унификации типовых решений, применяемых в распределительных сетях 6-35 кВ;

-    для проектирования, нового строительства, ремонта и эксплуатации объектов электросетевого комплекса;

-    для подготовки закупочной документации и оценке посту пивших предложений для закупок материалов и электрооборудования при строительстве;

-    для строительного контроля;

-    для обучения и повышения квалификации персонала.

2.    Нормат ивные ссылки

ГОСТ 12.2.007.3-75 Система стандартов безопасности труда. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. Требования безопасности.

ГОСТ 15543.1-89 Изделия электротехнические и другие технические изделия. Общие требования в части стойкости к климатическим внешним воздействующим факторам.

ГОСТ 16350-80 Климат СССР. Районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей.

ГОСТ 17516.1-90 Изделия электротехнические. Общие требования в части стойкости к механическим внешним воздействующим факторам.

ГОСТ 23118-2012 Конструкции стальные строительные. Общие технические условия.

ГОСТ 26.005-82 Телемеханика. Термины и определения (с Изменением №1).

ГОСТ 27.003-90 Надежность в технике. Состав и общие правила задания требований по надежности.

ГОСТ 27751-2014 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения.

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

ГОСТ 31946-2012 Провода самонесущие изолированные и защищенные для воздушных линий электропередачи. Общие технические условия.

ГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

ГОСТ 34.201-89 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Виды, комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем (с Изменением №1).

ГОСТ 7746-2015 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ 1983-2015 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

ГОСТ 9920-89 Электроустановки переменного тока на напряжение от 3 до 750 кВ. Длина пути утечки внешней изоляции.

ГОСТ Р 21.1101-2013 Система проектной документации для строительства. Основные требования к проектной и рабочей документации.

ГОСТ Р 50397-2011 Совместимость технических средств электромагнитная. Термины и определения.

ГОСТ Р 50571-4-44-2011 (МЭК 60364-4-44:2007). Электроустановки низковольтные. Часть 4-44. Требования по обеспечению электробезопасности. Защита от отклонений напряжения и электромагнитных помех.

ГОСТ Р 51317.6.5-2006 (МЭК 61000-6-5:2001). Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к электромагнитным помехам технических средств, применяемых на электростанциях и подстанциях. Требования и методы испытаний.

ГОСТ Р 52736-2007 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета электродинамического и термического действия тока короткого замыкания.

ГОСТ Р 55195-2012 Электрооборудование и электроустановки переменного тока на напряжение от 1 до 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции.

ГОСТ Р МЭК 60870-5-101-2006 Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 101. Обобщающий стандарт по основным функциям телемеханики.

ГОСТ Р МЭК 60870-5-103-2005 Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 103. Обобщающий стандарт по информационному интерфейсу для аппаратуры релейной защиты.

ГОСТ Р МЭК 60870-5-104-2004 Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 104. Доступ к сети для ГОСТ Р МЭК 870-5-101 с использованием стандартных транспортных профилей.

СТО 34.01-3.2-004-2016 Реклоузеры 6-35 кВ. Общие технические требования

3. Условные обозначения и сокращения

АВР-автоматический ввод резерва;

АИИС КУЭ - автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии;

АИИС ТУЭ - автоматизированная информационно-измерительная система технического учёта электроэнергии;

АПВ - автоматическое повторное включение;

ВОЛС- волоконно-оптическая линия связи;

ЗИП - защита от потери питания;

ЗМН - защита минимального напряжения;

КЗ - короткое замыкание;

ККЭ - контроль качества электроэнергии;

ЛЭП - линия электропередач;

МТЗ - максимальная токовая защита;

НМТЗ направленная максимальная токовая защита;

НТР нормальная точка раздела;

033 - однофазные замыкания на землю;

ОПН - ограничитель напряжения;

ПУЭ - правила устройства электроустановок;

Р - разъединитель;

77/ - трансформатор напряжения;

ТОиР - техническое обслуживание и ремонт;

ТПиР - техническое перевооружение и реконструкция;

777 - трансформаторная подстанция;

ТСИ - трансформатор собственных нужд;

ТТ - трансформатор тока;

GPRS — надстройка над технологией мобильной связи GSM, осуществляющая пакетную передачу данных;

GSM канал - (Global System for Mobile Communications) — глобальный стандарт цифровой мобильной сотовой связи, с разделением каналов по времени (TDMA) и частоте (FDMA);

SAID/ - (System Average Interruption Duration Index — средняя продолжительность отключения) — характеризует в среднем продолжительность одного отключения в системе в год;

SAIFI - (System Average Interruption Frequency Index — средняя частота появления повреждений в системе) — характеризует среднее число раз в год, когда потребители теряли электроснабжение;

SCADA - (Supervisory Control And Data Acquisition — диспетчерское управление и сбор данных) — программный пакет, предназначенный для разработки или обеспечения работы в реальном времени систем сбора, обработки, отображения и архивирования информации об объекте мониторинга или управления.

4. Повышение надежности

Системная надежность формируется из ряда таких показателей;

режимная надежность;

надежность оборудования;

надежности схем электроснабжения конкретных потребителей.

Режимная надежность не относится к области применения данного стандарта и в данном сборнике не рассматривается.

Надежность оборудования - один из основных показателей процесса эксплуатации. По определению, надежность - это свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях

применения, технического обслуживания, ремонтов, хранения и транспортировки.

Показатель надежности электроснабжения потребителей формируется из нескольких составляющих, описанных ниже.

Повышение надежности электроснабжения потребителей:

•    Секционирование сети позволяет локализовать поврежденные участки, сохраняя при этом питание остальных потребителей питающего фидера и подавая питание на неповрежденный участок от резервного источника питания;

•    Секционирование сети позволяет локализовать поврежденные участки, сохраняя при этом источник питания в работе;

•    Реконфигу рация сети вследствие плановых ремонтов или повреждения в сети повышает общую надежность электроснабжения потребителя;

•    Заблаговременное выявление ненормальных режимов работы сети, оборудования в результате on-line диагностики.

(Сокращение времени облуживания, ремонта

•    Секционирование сети позволяет уменьшить время определения поврежденного участка фидера и его локализацию.

Повышение наблюдаемости сети:

•    Внедрение автоматизированных систем контроля качества, учета электроэнергии (ККЭ, АИИС КУЭ, АИИС ТУЭ), мониторинга параметров ЛЭП пр.

•    Мониторинг параметров сети в режиме реального времени, посредством GSM канала.

•    Автоматизация учёта отключений, формирование статистики повреждений

•    Автоматизация анализа технологических нарушений, посредством применения регистратора повреждений (осциллограмм и журналов событий).

•    Организация дополнительных возможностей измерения и управления на основе существующего канала связи

Повышение управляемости сети:

•    Управление отдельными коммутационными аппаратами, а также ведение режима сети дистанционно из SCADA системы и по месту

4.1    Методика сравнении и выбора наиболее эффективного техническою решения по повышению надежности

При выборе и сравнении различных вариантов повышения надежности распределительной сети рассчитываются следующие основные показатели надежности и эффективности реконструкции.

4.1.1    Показатели надежности

a) SAIFI - среднее количество отключений потребителей в год.

SAIFI=(4.1)

где

a>i - количество отключений потребителей i-ro участка фидера, определяемое по выражению (2), откл./год;

Ni - количество потребителей i-ro участка фидера, шт.;

i - количество участков фидера, шт..

tdj = 0,01 • со₀ • (1 - к_ну) •    (4.2)

где

(о₀ - удельная частота повреждений на 100 км линии , определяемая по выражению (3), откл./год;

к_Ну - коэффициент, учитывающий наличие многократных АПВ на устранение неустойчивых повреждений в сети. При отсутствии АПВ принимается равным 0. При наличии однократного АПВ - 0,6. При наличии двукратного АПВ - 0,8.