Оптимальное секционирование воздушных распределительных сетей 6…10 кВ в условиях нормирования показателей надежности (стр. 3 )

Как результат, в течении последних лет наблюдается тенденция к постоянному ухудшению состояния электрических сетей Украины.

Исходя из вышесказанного, можно сделать вывод о необходимости принятия кардинальных мер по повышению надежности ВРС 6...10 кВ Украины.

Повышение надежности электроснабжения с максимальным экономическим эффектом может быть обеспечено при оптимальном сочетании различных мероприятий и средств. Важно выбрать оптимальный комплекс мероприятий с учетом степени воздействия каждого из них на надежность электроснабжения, их взаимосвязей и взаимовлияния, а также установить очередность их проведения. При этом следует принять во внимание, что для повышения надежности ВРС могут использоваться как технические, так и организационные (соблюдение рациональных сроков проведения текущих и капитальных ремонтов, совершенствование стратегии организации послеаварийного электроснабжения, повышение квалификации и трудовой дисциплины персонала и др.) мероприятия.

К техническим мероприятиям, применяемым для повышения надежности ВРС, относятся [45]:

- повышение надежности отдельных элементов электрических сетей, в том числе и за счет применения новых материалов;

- оснащение сетей средствами повышения надежности (СПН) – коммутационными и защитными аппаратами, устройствами определения места повреждения (ОМП);

- резервирование как сетевое, так и местное, энергетическое и технологическое;

- приближение напряжений 35-110 кВ к потребителям, разукрупнение ПС 35-110 кВ, позволяющее сократить протяженность электрических сетей 6...10 кВ;

- разукрупнение ТП напряжением 6...10/0,4 кВ и раздельное питание от них производственных и коммунально-бытовых потребителей.

Среди перечисленных мероприятий наиболее популярными и часто применяемыми (ввиду их доступности и меньших затрат на их осуществление) в условиях эксплуатации являются оснащение линий СПН и резервирование.

Размещение коммутационных и защитных аппаратов в РС среднего напряжения носит название – секционирование РС [46], а применяемое при этом оборудование – секционирующие устройства (СУ). Секционирование РС уменьшает отключаемую при авариях протяженность сети, снижает число и длительность отключений ТП. Для осуществления секционирования линий могут применяться как автоматические, так и неавтоматические СУ. Неавтоматическое секционирование в первую очередь снижает длительность отключений, и выполняется при помощи линейных разъединителей. Наличие в сетях секционирующих разъединителей облегчает отыскание замыканий на землю, уменьшает число потребителей, отключаемых при ремонтных работах. При автоматическом секционировании линии разбиваются на участки, в начале которых устанавливаются выключатели мощности с АПВ (реклоузеры), автоматические отделители (секционалайзеры) или предохранители-разъединители, отключающие поврежденные участки, не нарушая нормальной работы остальной части линии.

Выбор и применение в конкретных случаях тех или иных средств и мероприятий по повышению надежности ВРС 6...10 кВ зависит от состояния задач по учету фактора надежности, требующих решения с целью обеспечения оптимального управления развитием и эксплуатацией ЭЭС на различных территориально-временных уровнях.

Принимая во внимание, что ВРС 6...10 кВ являются сложным объектом кибернетического типа, при поиске оптимальных управляющих воздействий по повышению надежности ВРС с помощью указанных выше средств первоочередное значение приобретает четкая формулировка целей управления или критериев оптимальности, а также выбор показателей надежности.

1.3 Мировая практика оценки показателей надежности электроснабжения

На протяжении многих лет в научно-технической литературе велась дискуссия относительно того, какие показатели целесообразно применять для оценки надежности электроснабжения и какие критерии следует использовать в задачах выбора оптимальных путей ее повышения. В настоящее время подавляющее число стран для оценки надежности в области электроэнергетики применяют показатели, базирующиеся на соответствующих стандартах IEEE [47]. Используемые индексы касаются различных аспектов последствий нарушения электроснабжения и среди них наиболее принципиальными являются характеристики, отражающие для каждого потребителя или системы среднее количество отказов, а также среднюю и максимальную длительность перерывов в электроснабжении в течение года. Естественно, что при этом практическая реализация методов оценки надежности индивидуальна для каждой отдельной взятой страны [48, 49].

Мировая практика и опыт эксплуатации отечественных электрических сетей позволяет сделать вывод, что при анализе надежности ВЛ 6...10 кВ целесообразно рассматривать три группы показателей:

- исходные (первичные);

- базовые;

- интегральные.

Исходные (первичные) показатели характеризуют надежность функционирования элементов электрической сети и эффективность работы обслуживающего ее персонала. Значения данных показателей считаются известными на момент решения задачи оценки надежности. Источником получения их численных значений являются статистические данные, результаты анализа технического состояния распределительных сетей [50], экспертные оценки и т. д.

К исходным показателям надежности относятся:

- удельный параметр потока отказов (откл./км×год);

- время восстановления электроснабжения (час/откл.).

Параметр потока отказов (обозначается как [51]) состоит из двух составляющих:

- параметр потока отказов устойчивых отказов ();

- параметр потока отказов неустойчивых отказов (),

.

Целесообразно считать, что каждый i-й участок линии, в общем случае, может иметь собственное значение параметра потока отказов, т. е.

. (1.1)

Аргументацией такого решения могут служить следующие соображения:

- в линии могут быть участки, выполненные не только голыми проводами (как правило, марок «А» и «АС»), но и кабелями или самонесущими изолированными проводами (повреждаемость которых значительно ниже);

- поток отказов ВЛ существенно зависит [52] от маршрута прохождения линии (вероятность выхода из строя линии в лесной зоне значительно выше, чем в поле);

- на повреждаемость участков конкретной ВЛ оказывает влияние их срок службы и конструктивное исполнение (как показывает статистика [53] техническое состояние, и как следствие, повреждаемость опор ВЛ 6…10 кВ, выполненных из различных материалов, может отличаться в несколько раз).

Указанный выше подход к формированию оценки параметра потока отказов соответствует мировой практике. Примером этого может служить, в частности, статистика [54], собранная в финских электрических сетях за 20 лет наблюдений.

Под временем восстановления электроснабжения (MTTR [51, 55] или в упрощенном виде [55]) понимается длительность перерыва в электроснабжении объекта из-за аварийного отключения питающей его линии. Учитывая зарубежную практику [56], а также принимая во внимание реальное информационное обеспечение, целесообразно рассматривать следующие составляющие :

- - время ожидания, т. е. время от момента аварийного отключения линии до приезда оперативно-выездной бригады (ОВБ) на подстанцию, питающую отключенную линию, или непосредственно на отключенную часть линии при наличии в линии автоматических секционирующих устройств (СУ);

- - время поиска и локализации поврежденной секции отключенной линии;

- - время включения резервного питания;

- - время выполнения ремонта на поврежденной секции и включения линии в работу в нормальном режиме.

Таким образом, максимальная длительность времени восстановления электроснабжения может составить величину

. (1.2)

Относительно времени включения резервного питания () следует отметить, что целесообразно рассматривать следующие виды данного параметра:

- - время действия АВР; при двусторонней локализации зоны повреждения автоматическими СУ, оборудованными средствами РЗиА, в практических расчетах можно принять ;

- - время включения резервной перемычки при отсутствии напряжения и нагрузки в резервной линии (включает в себя не только время, непосредственно необходимое для включения аппарата в точке подключения резервного питания (ТПРП), но и время, необходимое для поездки ОВБ на подстанцию, питающую линию, через которую подключается резервное питание); в подобных ситуациях в ТПРП как правило, в качестве СУ используется разъединитель;

- - время подключения к резервному источнику питания через линию, находящуюся под напряжением и нагрузкой; в ТПРП в качестве СУ используется выключатель нагрузки; целесообразно учитывать при условии .

Как отмечено в [48], длительность отключения и ее составляющие зависят, в том числе, и от эффективности работы ОВБ.

Базовые показатели являются показателями надежности электроснабжения узлов нагрузки и питаемых от этих узлов потребителей.

Значения базовых показателей надежности вычисляются в ходе решения задачи анализа надежности и зависят от:

- значений исходных показателей надежности;

- конфигурации и параметров рассматриваемой линии;

- мест установки, вида и количества устанавливаемых в линии СУ.

Целесообразно рассматривать следующие базовые показатели надежности (basic reliability indexes) [29, 55, 57] электроснабжения потребителей:

- средняя частота отключений объекта;

- средняя длительность отключений объекта;

- средняя длительность одного отключения объекта.

В качестве объекта может выступать секция линии (СЛ), группа участков или отдельный участок линии, узел линии и т. д.

Средняя частота отключений (СЧО) объекта (откл./год) [58] – ожидаемое число отключений объекта в единицу времени (обычно год). Обозначается как (от «total failures») [55].

СЧО линии из-за повреждения на i-м участке вычисляется следующим образом

.

Аналогично, СЧО линии из-за повреждения в i-й СЛ составит

, (1.3)

где - количество участков линии, входящих в i-ю СЛ.

В зависимости от вида повреждения, рассматриваем следующие СЧО линии:

- устойчивых отказов ();

- неустойчивых отказов ();

- устойчивых и неустойчивых отказов ().

Средняя длительность отключений (СДО) объекта (час/год) [58] – ожидаемая длительность отключений объекта в единицу времени (год). Обозначается как (от «repair downtime») [55].

Средняя длительность одного отключения (СДОО) объекта (час/откл.год) – ожидаемая длительность одного отключения объекта в единицу времени (год).

СЧО, СДОО и СДО связаны между собой [49, 55] следующим выражением

. (1.4)

Целесообразность использования базовых показателей надежности электроснабжения потребителей можно обосновать следующими соображениями. Во-первых, это соответствует мировой практике. Данные индексы рекомендованы к использованию Международным союзом по производству и распределению электроэнергии (UNIPEDE). Во-вторых, как отмечено в [55], первые два показателя надежности (СЧО и СДО) позволяют дать оценку ожидаемым величинам наиболее известных и используемых на практике интегральных показателей надежности, что имеет большое значение при реализации практических расчетов.

Интегральные показатели надежности характеризуют [47] надежность электроснабжения потребителей крупных сетевых объектов, питающихся как от отдельной линии, так и от СЭС в целом. Численные значения интегральных показателей определяются на основе значений базовых показателей надежности и характеристик узлов нагрузки - величины средней нагрузки [кВт] и количества точек продажи электроэнергии (ТПЭ) . Примерами интегральных показателей могут служить [29, 47]:

SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) – системный показатель средней частоты перерывов электроснабжения (откл./год);

,

где i – номер узла нагрузки, от которого питаются NPi ТПЭ, - СЧО узла i;

SAIDI (System Average Interruption Duration Index) – системный показатель средней длительности перерывов электроснабжения (час/год);

,

где - СДО узла i;

EENS (Expected Energy Not Supplied) – ожидаемый недоотпуск электроэнергии (кВтчас/год), в отечественной литературе этот показатель обозначается как

,

где - средняя нагрузка узла i.

Следует отметить, что в ряде стран нормируются именно интегральные показатели надежности. Согласно принятым в 2011 и 2013 годах постановлениям НКРЭ Украины № 000, № 000 и № 000 [59–61] показатели SAIFI, SAIDI и EENS являются для ЭСК отчетными, характеризующими длительные отказы в электроснабжении потребителей, а величина показателя SAIDI нормируется для городских и сельских населенных пунктов. Кроме этого, согласно постановлению НКРЭ Украины № 000 [62] показатель SAIDI является основой вычисления одной из составляющих корректирования необходимого дохода от выполнения деятельности по передаче электроэнергии местными (локальными) электрическими сетями. Указанный доход влияет на величины тарифов на электроэнергию, поставляемую ЭСК потребителям, что в свою очередь должно компенсировать ЭСК затраты на повышение надежности электроснабжения.

Возможности определения указанных показателей в условиях эксплуатации распределительных сетей в ЭСК Украины в настоящее время и в ближайшей перспективе будут рассмотрены в следующем разделе.

1.4 Особенности информационного обеспечения задач управления надежностью распределительных сетей

Управление надежностью конкретного объекта [63] (в нашем случае – ВРС 6...10 кВ) – это целенаправленная деятельность по обоснованию, анализу и прогнозированию, обеспечению, повышению и поддержанию показателей (характеристик) надежности и качества рассматриваемого объекта. Цель управления надежностью - четко увязывать надежность производственной системы или объекта с уровнем финансирования и составом мероприятий по ее поддержанию. Такой подход в мировой практике получил название RCM (Reliability Centered Maintenance) [64].

Комплексная система управления надежностью и качеством объекта должна выполнять функции [63]:

- сбора информации о надёжности (по использованию, наработке, отказам, ремонтам);

- определения и анализа показателей надёжности;

- анализа влияния различных видов и методов технического обслуживания и ремонта на надёжность;

- прогнозирования показателей надежности.

Из этого следует, что эффективное управление надежностью производственной системы непосредственно связано [65] с внедрением информационных систем, сочетающих в себе передовые методы и практики управления, чему в ЭСК Украины уделяется недостаточное внимание [5].