Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010

Подождите немного. Документ загружается.

295

ТЕХНОЦЕНОЛОГИЧЕСКИЙ ПОДХОД В ВОПРОСЕ

ОПТИМАЛЬНОГО УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЕМ

Е.Ю. Сизганова, С.Ф. Лукьяненко

СФУ

Стоимость электроэнергии изменяется в зависимости от условий рынка, соответст-

венно меняются и затраты на производство продукции, в которых доля расходов на элек-

троэнергию составляет до 60 %. Энергосбережение сегодня – одна из важнейших проблем

для компаний, стремящихся к прибыльной и эффективной работе.

Основу энергосбережения составляет планомерная реализация широкого комплек-

са технических и технологических мер, которые должны осуществляться в рамках проце-

дур оптимального управления электропотреблением инфраструктуры на системном уров-

не. Целью управления являются упорядочение электропотребления объектами инфра-

структуры, экономия направленных на оплату за потребленную электроэнергию средств,

полученная за счет организационных мероприятий, а также создание научно обоснован-

ных предпосылок для проведения целенаправленных углубленных энергетических обсле-

дований с последующей реализацией технических и технологических мер по энергосбе-

режению. Под инфраструктурой в данном случае понимается техноценоз (регион в целом,

город, район, крупное предприятие, фирма, район нефте- и газодобычи, аграрная инфра-

структура, группировка войск, сеть магазинов или заправочных станций и т.п.). В качестве

основного метода решения задач оптимального управления электропотреблением техно-

ценоза выступает ранговый анализ, позволяющий в процессе энергосбережения задейст-

вовать системный уровень оперативного и структурного управления, который ранее не

использовался. При этом в реальном масштабе времени осуществляются процедуры фор-

мирования базы данных по электропотреблению, выявления аномальных объектов, про-

гнозирования и нормирования. Это дает возможность техноценозу извлекать из процесса

энергосбережения дополнительные конкурентные преимущества и ресурсы экономии.

Уже первый (организационный) этап реализации предлагаемой методики позволяет эко-

номить до 10–15 % от объемов ежегодных выплат за потребляемую электроэнергию без

капитальных вложений. Последующее внедрение энергосберегающих технологий и тех-

нических решений еще больше увеличивает экономию. В свою очередь, менеджмент тех-

ноценоза получает инструментарий, позволяющий эффективно управлять электротехни

ческим комплексом в условиях развивающейся инфраструктуры.

Методология исследований в области энергосбережения, в соответствии с [5, 7],

представленная на рисунке 1, может быть условно разделена на три уровня.

Первый уровень соответствует исследованиям, нацеленным на конкретные техни-

ческие и технологические разработки, способствующие снижению энергопотребления

(замена устаревшей светотехнической аппаратуры, внедрение энергосберегающих частот-

но регулируемых электроприводов, модернизация

внутреннего электрооборудования зда-

ний и сооружений и т.д.). В основе методологии лежит имитационное моделирование, ко-

торое базируется на аксиоматике гауссовых распределений. Это позволяет широко ис-

пользовать вероятностные свертки при определении законов функционирования и квази-

параллельные алгоритмы при моделировании. С другой стороны, на третьем уровне ис-

следований, в соответствии с рисунком 1, осуществляется стратегическое планирование и

прогнозирование в электроэнергетике (маневрирование максимумами нагрузок в энерго-

системе, снижение потерь в линиях электропередачи, эффективный контроль коэффици-

ента мощности и т.д.). Здесь находит применение методология исследования операций,

которая в основном базируется на эвристических и алгоритмических процедурах.

296

Рисунок 1 − Методологические уровни исследований в области энергосбережения

Связующим звеном в представленной классификации является промежуточный

(второй, средний) уровень исследований. На нем осуществляется оптимизация электропо-

требления инфраструктур, взятых в целом. В качестве методологической основы на этом

уровне широко применяется ранговый анализ, основывающийся на техноценологическом

подходе, ципфовой математической статистике и теории гиперболических безгранично

делимых распределений [1–9]. Именно этот уровень является ключевым при построении

методологии управления энергосбережением инфраструктурных объектов. Учитывая

принципиальные концептуальные и методологические отличия, лежащие в основе иссле-

дований на втором уровне, он рассматривается как системный по отношению к уровню

исследований, касающихся конкретных технических и технологических решений в облас-

ти энергосбережения [10].

Оптимизация энергосбережения на системном уровне осуществляется в рамках

связанной методики в четыре этапа, что отражено на рисунке 2 [5, 7].

Рисунок 2 − Методика оптимального управления электропотреблением

инфраструктурного объекта

На этапе анализа электропотребления инфраструктуры по специально разработан-

ным формам запроса осуществляется сбор данных обо всех потребителях электроэнергии.

Это позволяет получить развернутую картину электропотребления, выявить объекты, ко-

297

торые обеспечиваются электроэнергией с нарушением существующих организационно-

технических требований, подготовить электронную базу данных для дальнейшего много-

факторного анализа.

На этапе статистического анализа и построения эмпирической модели процесса

электропотребления осуществляется полномасштабная статистическая обработка данных

по электропотреблению, которая включает в себя интервальное оценивание, а также ран-

говый и кластерный анализ. Ранговый анализ позволяет упорядочить информацию, осу-

ществить прогнозирование электропотребления отдельными объектами и инфраструкту-

рой в целом, интервальное оценивание выявляет в динамике и наглядно представляет объ-

екты с аномальным электропотреблением. Кластерный анализ позволяет разбить объекты

по группам и осуществить нормирование электропотребления объектов в каждой группе с

подробным статистическим описанием норм.

В основе рангового анализа лежит техноценологический подход и теория безгра-

нично делимых ранговых распределений [7, 8]. Получение ранговых распределений осу-

ществляется по результатам аппроксимации отранжированных экспериментальных

данных по электропотреблению объектов инфраструктуры.

Процесс прогнозирования электропотребления объектов инфраструктуры реализу-

ется в два взаимосвязанных этапа. На первом этапе в качестве базы прогнозирования ис-

пользуется матрица данных, к которой последовательно применяются все имеющиеся в

распоряжении методы прогнозирования. Статистическое сравнение полученных прогноз-

ных результатов с соответствующими данными вектора верификации (данные по электро-

потреблению объекта в текущем году) позволяет для каждого из объектов определить

наиболее эффективный метод. Затем на втором этапе прогнозирования вектор верифика-

ции присоединяется к матрице данных и осуществляется окончательный прогноз электро-

потребления. Причем процедура для каждого объекта осуществляется именно тем мето-

дом, который на первом этапе был определен для него как наиболее эффективный. Данная

методология прогнозирования электропотребления названа GZ-методом.

Для прогнозирования электропотребления G-методом используются многочлены

определенного вида [5, 7, 11]. Предыстория электропотребления инфраструктуры разби-

вается на ряд этапов с определением наиболее подходящей

аппроксимационной формы и

соответствующих параметров многочлена. При этом используется база данных по элек-

тропотреблению инфраструктуры, а полученные аппроксимационные многочлены сами

становятся элементом аналитических модулей базы данных. При необходимости может

быть применено линейное или экспоненциальное сглаживание модели, которое сущест-

венно уточняет прогноз [5].

При прогнозировании электропотребления Z-методом, в соответствии с рисун-

ком 3, должны

учитываться техноценологические свойства инфраструктуры, сводящиеся

в конечном итоге к понятию устойчивости гиперболических распределений [5–9, 11]. При

этом в конечном итоге предполагается, что ранг объекта на ранговом распределении по

электропотреблению меняется незначительно.

Одной из важнейших аналитических процедур рангового анализа является интер-

вальное оценивание рангового распределения по электропотреблению [5, 7], которое осу-

ществляется, в соответствии с рисунком 4. Распределение разбивается на ряд интервалов с

таким расчетом, чтобы, во-первых, в каждом интервале было не менее 10–12 точек, а, во-

вторых, отклонения значений эмпирических параметров от соответствующих теоретиче-

ских значений, определяемых аппроксимационной кривой, были распределены внутри ин-

тервала по нормальному закону.

298

Рисунок 3 − Прогнозирование электропотребления инфраструктуры Z-методом

Рисунок 4 − Определение объектов с аномальным электропотреблением

Решение соответствующих уравнений позволяет определить ширину доверитель-

ного интервала на каждом из участков разбиения. Учитывая принятые в [4, 5, 7] допуще-

ния относительно экспериментальных точек, выходящих за пределы доверительного ин-

тервала, можно сделать следующие выводы. Если точка входит в доверительный интер-

вал, то в пределах гауссового

разброса параметров можно судить, что данный объект по-

требляет электроэнергию нормально для своего интервала разбиения рангового распреде-

ления (кластера). Если точка находится ниже доверительного интервала, то это, как пра-

вило, свидетельствует о нарушении нормального технологического процесса электропо-

требления на данном объекте (частые отключения электроэнергии, неплатежи, избыточ-

ная экономия и т.п.). Если точка находится выше интервала, то на соответствующем объ-

екте имеет место аномально большое потребление электроэнергии. Именно на эти объек-

ты в первую очередь должно нацеливаться углубленное энергетическое обследование

(энергоаудит). Последовательная (на протяжении ряда лет) реализация методологии по-

зволит каждый раз целенаправленно воздействовать на наиболее «слабые» объекты. При

этом средства, нацеленные на проведение энергетических обследований, будут расходо-

ваться эффективно, а общее электропотребление инфраструктуры будет снижаться [5, 7].

299

В основе методики нормирования электропотребления объектов инфраструктуры

лежит кластер-анализ. В соответствии с работами [5, 7, 9, 10] кластер-процедуры реали-

зуются на пространстве эмпирических данных по электропотреблению объектов инфра-

структуры в соответствии со специальным критерием качества разбиения на классы. По

результатам кластер-анализа объекты инфраструктуры разбиваются на группы (классы,

кластеры) по «сходному» электропотреблению. После этого возникает возможность опре-

деления норм электропотребления внутри каждой из групп. Норма представляет собой

среднее и эмпирический стандарт, которые определяются на выборке значений электро-

потребления рассматриваемой группы. Количество групп разбиения целесообразно иметь

таким, чтобы в наиболее многочисленные группы входило не более 10–12 объектов.

Представляется важным, что объекты группируются для нормирования не по от-

раслевому или технологическому принципу, как это делается в узаконенных министерст-

вами и ведомствами методиках, а по сходному электропотреблению. При этом получае-

мые нормы эффективны только для исследуемой инфраструктуры и не применимы для

других, однако для данной инфраструктуры они надежны. В любом случае их можно

уточнять ежегодно, одновременно с изменением базы данных.

Таким образом, взаимосвязанная совокупность программно реализованных проце-

дур глубокой статистической обработки эмпирических данных по электропотреблению,

включающая аппроксимацию, прогнозирование, интервальное оценивание и нормирова-

ние, составляет так называемую статическую модель электропотребления инфраструктур-

ного объекта, которая весьма подробно описана в [4–7].

Вывод: Техноценологический подход в вопросе оптимизации электропотребления

применим для любой инфраструктуры, научно обоснован и обеспечивает экономию де-

нежных средств.

Список использованных источников

1. Гнатюк В.И. Моделирование и оптимизация в электроснабжении войск. Выпуск 4.

Ценологические исследования. М.: Центр системных исследований, 1997. 216 с.

2. Гнатюк В.И. Оптимальное построение техноценозов. Теория и практика. Выпуск 9.

Ценологические исследования. М.: Центр системных исследований, 1999. 272 с.

3. Гнатюк В.И.

Лекции о технике, техноценозах и техноэволюции. Калининград: КВИ

ФПС РФ, 1999. 84 с.

4. Гнатюк В.И., Лагуткин О.Е. Ранговый анализ техноценозов. Калининград: БНЦ РАЕН

– КВИ ФПС РФ, 2000. 86 с.

5. Гнатюк В.И., Северин А.Е. Ранговый анализ и энергосбережение. Калининград: ЗНЦ

НТ РАЕН – КВИ ФПС РФ, 2003. 120 с.

6. Гнатюк В.И. Теория

и методология рангового анализа техноценозов. Калининград:

БНЦ РАЕН – КВИ ФПС РФ, 2000.

7. Гнатюк В.И. Закон оптимального построения техноценозов. Выпуск 29. Ценологиче-

ские исследования. М.: Изд-во ТГУ – Центр системных исследований, 2005. 384 с.

8. Кудрин Б.И. Введение в технетику. Томск: Изд. ТГУ, 1993. 552 с.

9. Кудрин Б.И., Жилин Б.В. и др. Ценологическое определение параметров электропо-

требления многономенклатурных производств. Тула: Приокск. кн. изд-во, 1994. 122 с.

10. Прокопчик В.В. Повышение качества электроснабжения и эффективности работы

электрооборудования предприятий с непрерывными технологическими процессами.

Гомель: ГГТУ, 2002. 283 с.

11. Фуфаев В.В. Ценологическое определение параметров электропотребления, надежно-

сти, монтажа и ремонта электрооборудования предприятий региона. М.: Центр сис-

темных исследований, 2000. 320 с.

300

УВЕЛИЧЕНИЕ МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМОГО ПЕРЕТОКА

В СЕЧЕНИИ ПУТЁМ РАЗМЫКАНИЯ ТРАНЗИТНЫХ СВЯЗЕЙ 110 кВ

А.И. Гарибян

СевКав ГТУ

В настоящее время в энергосистемах России существует ряд проблем, имеющих

как финансовый, так и технический характер. Одной из технических проблем является не-

достаточная пропускная способность контролируемых сечений ОЭС (ЕЭС). Данная про-

блема негативно влияет не только на передачу и распределение электроэнергии, но и на

генерацию и, как следствие, на оптовый рынок электроэнергии. Это приводит к увеличе-

нию затрат на производство электроэнергии вследствие неоптимального распределения

генерации между ГЭС и ТЭС. Таким образом, становится актуальной проблема увеличе-

ния максимально допустимого перетока (МДП) в контролируемых сечениях.

В настоящей работе рассмотрена возможность увеличения МДП в сечении, ограни-

чивающими элементами которого являются транзитные связи 110 кВ. В ОЭС Юга одним

из таких сечений является сечение «Ставрополь», показанное на рисунке 1. Данное сече-

ние состоит из четырёх связей:

1) линия 500 кВ ВЛ-507 Ростовская АЭС–Будённовск;

2) линия 500 кВ Ростовская АЭС–Невинномысск;

3) линия 330 кВ ВЛ-330-01 Невинномысская ГРЭС–Армавир;

4) линия 330 кВ ВЛ-330-17 Ставропольская ГРЭС–Ставрополь.

Рисунок 1 – Схема сети 330–500 кВ с обозначением сечения «Ставрополь»

Сечение «Ставрополь» соединяет энергосистему Ростовской области и Краснодар-

ского края с энергосистемой Ставропольского края. Потеря связи по данному сечению

приводит к выделению энергосистемы Северо-Кавказского Федерального Округа на изо-

лированную работу. В зависимости от состава включённых ВЛ 330 кВ сечение «Ставро-

поль» шунтируют следующие ВЛ 110 кВ:

1) Л-122, 155, 55, 54 – транзит Дмитриевская

–Ипатово;

2) Л-140, 20, 259, 282 – транзит Ставрополь–ДКС-2;

3) Л-141 – Ставрополь–Северная;

4) Л-43, 44, 130 – транзит Ставрополь–Южная;

330-22

301

5) Л-11 – транзит Сенгилеевская ГЭС–Армавир;

6) Л-51, 143, 57 – транзит НПС Успенская–НГРЭС;

7) Л-129, 234, 15, 13 – транзит Ставропольская ГРЭС–Сенгилеевская ГЭС;

8) Л-91, 81, 28, 92 – транзит Псебай–Зеленчук.

Приведённые выше связи 110 кВ шунтируют линии ВЛ-330-01 и ВЛ-330-17. Схема

данного энергорайона показана на рисунке 2.

Рисунок 2 – Схема сети с изображением ВЛ-330-01 и ВЛ-330-17

и шунтирующими транзитными связями 110 кВ

Расчёт максимально допустимого перетока производился на основании Методиче-

ских указаний по устойчивости энергосистем [1]. Предельные режимы определены с ис-

пользованием программного комплекса RastrWin версии 2.3. Расчёт динамической устой-

чивости произведён с использованием программного обеспечения Mustang версии 5.7.

Расчёты проводились для двух характерных режимов – зима и лето. Длительно- и аварий-

но-допустимые токи линий, а также нагрузочная способность трансформаторов корректи-

ровались в зависимости от температуры окружающей среды. Для данного района макси-

мальная температура воздуха в зимнее время года принята +10ºС, в летнее – +35ºС.

Для сохранения устойчивости в сечении используется автоматика АПНУ-5, входящая

в состав Централизованной системы противоаварийной автоматики ОЭС Юга. Управляю-

щим воздействием данной автоматики является отключение нагрузки в дефицитной части

энергосистемы. Объём специальной автоматики отключения нагрузки (САОН) по данным

зимнего режимного дня 2009 года составляет порядка 500 МВт, для летнего режимного

дня 2009 года объём САОН составляет порядка 250 МВт. Результат расчёта максимально

допустимого перетока для нормальной и ремонтных схем сети представлен в таблице 1.

При рассчитанных значениях МДП ни одно из нормативных возмущений в соответствии

с [1] не приводит к нарушению динамической устойчивости.

В процессе расчёта предельных режимов были выявлены элементы сети, ограничи-

вающие МДП в сечении «Ставрополь». Основными ограничивающими элементами явля-

ВЛ-23

ВЛ-136

ВЛ-232

302

ются: АТ-305 на Ставропольской ГРЭС и провод ВЛ-13 Егорлыкская ГЭС–Сенгилеевская

ГЭС. Провод ВЛ-13 ограничивает переток во всех схемах летнего режима.

Таблица 1 – Результат расчёта МДП

Схема сети

Максимально допустимый переток, МВт

АПНУ-5 выведена АПНУ-5 введена

Нормальная

Зима 1494 1494+Р

САОН

≤ 1994

Лето 1575 1575+Р

САОН

≤ 1825

Ремонт ВЛ-507

Зима 989 989+Р

САОН

≤ 1489

Лето 949 949+Р

САОН

≤ 1199

Ремонт ВЛ Ростовская АЭС-

Невинномысск

Зима 1235 1235+Р

САОН

≤ 1735

Лето 1154 1154+Р

САОН

≤ 1324

Ремонт ВЛ-330-01

Зима 994 994+Р

САОН

≤ 1494

Лето 1056 1056+Р

САОН

≤ 1306

Ремонт ВЛ-330-17

Зима 924 924+Р

САОН

≤ 1424

Лето 944 944+Р

САОН

≤ 1167

Ремонт ВЛ Ставрополь-

Невинномысск

Зима 1050 1050+Р

САОН

≤ 1550

Лето 984 984+Р

САОН

≤ 1234

На основании вышеизложенного для увеличения МДП в ремонтных схемах летнего

режима имеет смысл размыкание следующих транзитных связей 110 кВ:

1) Л-129, 234, 15, 13 – транзит Ставропольская ГРЭС – Сенгилеевская ГЭС;

2) Л-140, 20, 259, 282 – транзит Ставрополь – ДКС-2.

Для размыкания данных транзитов необходимо выполнить следующие переключе-

ния в сети:

1) на ПС 3-й Подъём отключить шиносоединительный выключатель;

2) на ПС Промкомплекс отключить выключатель ВЛ-20;

3) на Ставропольской ГРЭС для повышения надёжности ввести в работу АТ-301.

Результат расчёта МДП для схем летнего режима в случае размыкания транзитных

связей 110 кВ представлен в таблице 2.

Таблица 2 – Результат расчёта МДП в случае размыкания транзитных связей

Схема сети

Максимально допустимый

переток, МВт

Прирост МДП, МВт

АПНУ-5

выведена

АПНУ-5

введена

АПНУ-5

выведена

АПНУ-5

введена

Нормальная Лето 1739 1739+Р

САОН

≤ 1989 164 164

Ремонт ВЛ-507 Лето 1468 1468 519 269

Ремонт ВЛ Ростовская

АЭС-Невинномысск

Лето 1183 1183 29 –141

Ремонт ВЛ-330-01 Лето 1263 1263 207 –43

Ремонт ВЛ-330-17 Лето 1379 1379+Р

САОН

≤ 1629 435 462

Ремонт ВЛ Ставро-

поль-Невинномысск

Лето 1269 1269 285 35

303

По результатам расчётов можно отметить следующее:

1) наиболее эффективно размыкание транзитных связей в нормальной схеме и схе-

мах ремонта ВЛ-507, ВЛ-330-17, ВЛ Ставрополь–Невинномысск;

2) в схемах ремонта ВЛ-330-01 и ВЛ Ростовская АЭС-Невинномысск при введён-

ной АПНУ-5 размыкание транзитных связей приводит к снижению МДП, что

объясняется изменением потокораспределения в сети.

Следует отметить, что при выполнении данных размыканий в сети надёжность пи-

тания ПС Рыздвянная и ПС Московская существенно снижаются. Одним из способов ре-

шения этой проблемы является установка на ВЛ-13 и ВЛ-282 автоматики ограничения пе-

регруза оборудования (АОПО). Данная автоматика будет производить размыкания в сети

только в случае токового перегруза ВЛ-13 и ВЛ-282. Таким образом повышается надёж-

ность электроснабжения. Также на Ставропольской ГРЭС необходимо установить автома-

тическое включение резервного питания (АВР) АТ-301.

На рисунке 3 отмечены достоинства и недостатки размыкания сети 110 кВ и вы-

полнения АОПО.

Рисунок 3 – Достоинства и недостатки размыкания сети 110 кВ

и выполнения АОПО

Вывод: в современных условиях относительно малых инвестиций в электроэнерге-

тику размыкание транзитных связей 110 кВ может частично решить проблему увеличения

МДП в ряде контролируемых сечений ОЭС (ЕЭС).

Настоящая работа выполнена при финансовой поддержке Федеральной целевой

программы «Научные и научно-педагогические кадры

инновационной России» на 2009–

2013 годы в рамках выполнения госконтракта ГК 02.740.11.0069 от 11.06.2009.

Список использованных источников

1. Методические указания по устойчивости энергосистем. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004.

304

УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ ГОРОДСКОЙ КАБЕЛЬНОЙ

СЕТИ 6(10) кВ С ОПТИМИЗАЦИЕЙ ВЫБОРА ТИПА И УСТАВОК

УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ



А.В. Коржов

ЮУрГУ

Проведённый нами анализ статистических данных о повреждаемости элементов

городской кабельной сети 6(10) кВ с учётом конфигурации схем сети и режимов работы

на примере мегаполиса (г. Челябинск, данные за 76 лет эксплуатации) и малого города

(г. Нефтекамск, данные за 30 лет эксплуатации) показал, что ресурс изоляции силовых ка-

белей (КЛ) и надёжность работы остальных элементов сети определяются не только их

качеством, ресурсом, условиями монтажа и эксплуатации, но и наблюдается корреляци-

онная связь с режимами их работы (нормальные, аварийные) [1, 2].

В настоящее время при выборе типа и уставок защит в городской кабельной сети

не учитывается срок эксплуатации кабелей, количество ранее перенесённых коротких за-

мыканий, местоположение в схеме, категория питаемых потребителей. В недостаточном

объёме рассматриваются вопросы выбора типа защит и уставок в радиальной кабельной

сети с учётом снижения теплового импульса, даже если сечение проложенных кабелей

удовлетворяет требованиям термической стойкости, а также согласования селективности

токовых отсечек.

Практика показывает, что зачастую определяющим фактором выбора сечения ка-

бельной линии в городских электрических сетях напряжением 6(10) кВ является термиче-

ская стойкость при коротких замыканиях (КЗ), что значительно увеличивает сечение при-

меняемого кабеля, выбранного по нагреву и рабочей нагрузке, и стоимость КЛ. Кроме то-

го, в соответствии с циркуляром [3] силовые кабели до 10 кВ необходимо проверять также

и по условиям невозгорания, что приводит к дальнейшему увеличению сечения кабельных

линий, особенно на подстанциях с большими токами КЗ на шинах 6(10) кВ.

С ростом нагрузки ухудшаются условия согласования чувствительности защит

предыдущего и последующих элементов (например, защит КЛ и ввода силового транс-

форматора). В схеме на рисунке 1 защита МТЗ КЛ на В1 будет работать неселективно с

предохранителями трансформатора мощностью более

400 кВА при КЗ.

Селективная работа защит повышает надёжность работы кабельной сети и степень

электробезопасности оперативного персонала, так как снижается количество оперативных

переключений. Согласно проведенному нами анализу статистических данных за прошед-

шие 11 лет до 46 % несчастных случаев, связанных с кабельными сетями, происходит при

оперативных переключениях [4].

Рассмотрим отдельные примеры участков схем городских электрических сетей ма-

лого и большого городов (рисунки 1, 2) и способы оптимизации при выборе типа и уста-

вок устройств релейной защиты и автоматики для повышения надёжности работы город-

ской кабельной сети, ресурсосбережения изоляции кабелей и повышения условий элек-

тробезопасности.

Рост мощности энергосистем современных малых и больших городов сопровожда-

ется увеличением значения токов КЗ

. При прохождении тока КЗ жилы кабеля, а следова-

тельно, и изоляция, подвергаются ударному термическому воздействию теплового им-

пульса. Тепловое старение является одной из основных причин разрушения изоляции КЛ.



Исследования проведены при государственной поддержке Совета по грантам Президента РФ для моло-

дых российских учёных – кандидатов наук (шифр заявки: МК–1402.2009.8).