Оптимальное секционирование воздушных распределительных сетей 6…10 кВ в условиях нормирования показателей надежности (стр. 4 )

В настоящее время в Украине сбор информации о надежности ВРС 6...10 кВ осуществляется в соответствии с СОУ-Н МПЕ 40.1.20.576:2005 «Методичні вказівки з обліку та аналізу в енергосистемах технічного стану розподільних мереж напругою 0,38-20 кВ з повітряними лініями електропередачі» [50].

Основная часть данного документа посвящена оценке технического состояния объекта, который определяется на основе совокупности наявных дефектов его элементов, зарегистрированных в процессе технического обслуживания – осмотров, проверок, испытаний, замеров и т. д.

Количественная оценка технического состояния объекта характеризует суммарное количество его аварийных отключений, которое можно ожидать в следующем году. Эта оценка определяется на основе данных о дефектах элементов объекта, зарегистрированных в журнале дефектов. На основе количественной оценки для ВЛ 6...10 кВ, ТП 6...10/0,38 кВ, ВЛ 0,38 кВ определяются ожидаемые показатели надежности на следующий год:

- количество вероятных отключений i-й ВЛ (откл./год)

,

где - число возможных дефектов ВЛ;

- количество проявлений j-го дефекта ВЛ,

- число вероятных отключений ВЛ от проявления одного j-го дефекта;

- удельное число вероятных отключений i-й ВЛ или совокупности ВЛ (откл./100 км·год)

,

,

где - длина i-й ВЛ (км);

- количество ВЛ;

- количество вероятных отключений i-й ТП (откл./год) или совокупности ТП (откл./ТПгод)

,

,

где - число возможных дефектов ТП;

- количество проявлений j-го дефекта ТП;

- число вероятных отключений ТП от проявления одного j-го дефекта;

- количество ТП.

Как показывает практика, сбор и анализ информации о техническом состоянии объектов электрических сетей может быть эффективно реализован на основе программно-технических комплексов [66], предназначенных для автоматизации сбора данных о неисправностях на ВЛ при проведении планируемых наземных обследований в предприятиях электрических сетей и формирования отчетных документов, связанных с их проведением. Такие комплексы состоят [66] из «Автоматизированного рабочего места (АРМ) мастера» - программного обеспечения (ПО) для персонального компьютера и нескольких карманных персональных компьютеров (КПК) с предустановленным ПО «АРМ обходчика» для обеспечения фиксации результатов осмотра в полевых условиях линейным персоналом.

Программное обеспечение такого комплекса позволяет выполнять широкий спектр функций [66], облегчающих персоналу фиксацию, хранение и обработку информации о неисправностях электрических сетей.

Следует также отметить, что использование программно-технических комплексов позволяет организовать оценку показателей надежности и не только для конкретной ВЛ в целом, но и для отдельных ее частей (например, участков и т. д.), а также разделять эти показатели на две составляющие – устойчивых и неустойчивых отказов (в свою очередь разделив все возможные дефекты ВЛ на два типа – приводящие к устойчивым и неустойчивым отключениям).

Дополнение Ж документа [50], которое называется «Облік і аналіз відключень у розподільних електричних мережах напругою 6-20 кВ», ставит своей целью информационное обеспечение ЭСК для определение фактических значений показателей надежности.

Документом определяется рекомендуемый объем информации для учета каждого аварийного или планового отключения ВЛ, который должен фиксироваться в оперативной документации ЭСК, например: дату и время отключения и включения; наименование вида и причины отключения; количество отключенных ТП, шт; и т. д.

Как было указано выше объем информации об отключении ВЛ является рекомендуемым и, соответственно, может быть расширен с целью более детального анализа эффективности действий оперативного персонала ЭСК по ликвидации отключений в ВРС. Например, фиксация времени прибытия ОВБ на отключенную линию, времени локализации поврежденного участка ВЛ, времени включения резервного питания, времени начала и окончания ремонтных работ позволит определять составляющие длительности одного аварийного отключения (1.2), что подтверждает опыт работы распределительных энергокомпаний многих индустриально развитых стран.

Полученная информация об аварийных или плановых отключениях ВЛ должна быть использована в дальнейшем для определения по каждой ВЛ и компании в целом фактических значений следующих показателей надежности: количество отключений на 100 км ВЛ (откл./100 кмгод); средняя длительность одного отключения (час/откл.год); средний простой одного ТП при одном отключении (час/откл.год); средний недоотпуск электроэнергии при одном отключении (кВтчас/откл.год).

В свою очередь, сравнение величин ожидаемого и фактического количества отключений на 100 км ВЛ позволит сформировать поправочный коэффициент, который позволил бы корректировать ожидаемое (т. е. рассчитанное на следующий год) значение показателя в сторону его фактического (т. е. полученного на основе ретроспективных статистических данных) значения и может быть использован при решении задач повышения надежности ВРС 6...10 кВ.

Как указывалось выше, в отечественных ЭСК в настоящее время отсутствуют информационные системы, подобные OMS. Поэтому сбор информации об отключениях и, соответственно, эффективная оценка фактических (ретроспективных) показателей надежности распределительных сетей может быть реализована в составе автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) [67, 68] ЭСК. АСДУ [51] предназначена для технологического мониторинга и оперативного управления процессами передачи, распределения и потребления электрической мощности и энергии в распределительных сетях 0,38–110 кВ ЭСК.

В последние годы при решении задач управления надежностью ВРС 6...10 кВ в ряде стран все чаще используется ряд информационных систем различного характера.

Геоинформационные системы. Геоинформационная система (ГИС) [69] – информационная система, предназначенная для сбора, хранения, обработки, отображения и распространения данных, а также получения на их основе новой информации и знаний о пространственных (как правило картографических) объектах и явлениях. Применение ГИС в электрических сетях показали безусловную полезность и эффективность при решении следующих задач [70, 71]:

1. Точное совместное графическое представление трасс ЛЭП [72] различных номинальных напряжений, планов ПС, на цифровой модели местности.

2. Ведение технических паспортов объектов.

3. Оперативное ведение графов оперативных схем электрических сетей на основе данных о состояниях коммутационных и защитных аппаратов (включен, выключен), импортируемых из телеметрических систем.

4. Оперативная оценка деятельности эксплуатационного и ремонтного персонала. Позиционирование и отображение на цифровой карте места нахождения оперативно-выездных бригад и т. п., что позволяет оптимизировать процесс восстановления электроснабжения потребителей.

Информационно-вычислительные комплексы по оценке и оптимизации режимов электрических сетей. Как отмечено в [73], пропускная способность сети существенно влияет на надежность электроснабжения потребителей, так как перерывы или ограничения электроснабжения возможны при перегрузке отдельных элементов ЛЭП, трансформаторов как из-за увеличения тока выше допустимых величин, так и из-за снижения напряжения ниже допустимого уровня. Это может вызвать либо внезапное отключение, либо ограничение нагрузки потребителей по указанию диспетчера, поэтому при расчетах надежности ВРС 6...10 кВ целесообразно учитывать и электрический режим. В то же время, изменение принципов построения распределительных сетей, интеллектуализация процессов управления резко повышают ответственность за адекватность моделирования режимов, корректность принимаемых на основе их анализа решений [8]. Обеспечение необходимых для этой цели условий возможно, в первую очередь, за счет совершенствования программного обеспечения, используемого для моделирования режимов электрических сетей.

Примером такого программного обеспечения является информационно-вычислительный комплекс «ИВК-СЭС» (Приложение А), одним из основных разработчиков которого является автор данной диссертационной работы.

Системы мониторинга воздушных линий электропередачи. Система мониторинга ВЛ состоит из [74]: постов телеизмерения внешних и внутренних воздействий на проводах и тросах ВЛ; системы передачи информации; пункта сбора, обработки и отображения информации – АРМ диспетчера сетей. Система автоматически, непрерывно и в реальном масштабе времени [74] позволяет определять наличие, вид и количественные параметры гололедно-изморозевых отложений; информирует о необходимости плавки отложений и контролирует ее окончание; сообщает о возникшем предаварийном и аварийном режиме работы ЛЭП. Использование системы мониторинга ВЛ позволит определить конкретные линии и их участки, наиболее подверженные образованию гололедно-изморозевых отложений и скорректировать для них величину удельного числа вероятных отключений.

Система представления гидрометеорологической информации, интегрированная с системами управления производственной деятельности на предприятиях электроэнергетики. Системы представления гидрометеорологической информации, интегрированной с системами управления производственной деятельности на предприятиях электроэнергетики, может способствовать [75] повышению надежности энергоснабжения потребителей, поскольку позволяет уменьшить риски принятия некомпетентных решений, использовать превентивные меры реагирования на воздействие опасных и неблагоприятных гидрометеорологических явлений.

Использование на практике разных видов информационных систем фактически является попыткой полностью удовлетворить частные пожелания ЭСК, решить небольшими частями узкоприкладные задачи. Результатом становится [69] внедрение нескольких систем, которые плохо стыкуются, обмен данными затруднен даже в рамках одной организации, и дальнейшее развитие такого комплекса невозможно.

Исправить данную ситуацию призвана ориентация на развитие новой концепции глобального инновационного преобразования электроэнергетики – Smart Grid. Smart Grid [76] это современные электрические сети различных классов номинальных напряжений, интегрирующие технологические и информационные системы в единую открытую архитектуру для обработки данных, контроля и управления в режиме реального времени. В рамках развиваемой концепции Smart Grid разнообразие требований всех заинтересованных сторон (государства, потребителей, регуляторов, генерирующих, сетевых и энергосбытовых компаний, коммунальных организаций, производителей оборудования и др.) сведено к группе так называемых ключевых ценностей новой электроэнергетики, среди которых требованию обеспечения надежности электроснабжения отводится особая роль [10]. Высокие требования к обеспечению должного уровня надежности, привели к тому, что данный аспект формирования Smart Grid является наиболее дискуссионным, что и нашло свое отражение в многочисленных публикациях на данную тему в ведущих периодических изданиях [77–79].

Выводы к главе 1

1. Выполненный анализ текущего состояния электроэнергетики Украины свидетельствует об актуальности реформирования отрасли, в том числе за счет кардинального повышения надежности электроснабжения потребителей.

2. Как свидетельствует выполненный обзор отечественных и зарубежных источников, распределительные электрические сети, и прежде всего воздушные, являются основной причиной низкой надежности электроснабжения потребителей и поэтому требуют первоочередного внимания.

3. При выборе показателей, используемых при анализе и оптимизации надежности отечественных распределительных электрических сетей, следует ориентироваться на опыт энергетических компаний индустриально развитых стран, а также частично введенную в действие нормативно-правовую базу Украины. Данные показатели, которые продемонстрировали свою обоснованность и эффективность при решении указанного круга задач, целесообразно разделить на три группы: исходные, базовые, интегральные.

4. В энергоснабжающих компаниях Украины существует большой потенциал по техническому оснащению ВРС 6…10 кВ современными средствами повышения надежности, внедрению новых информационных технологий, обеспечивающих обработку данных, контроль и управление электрическими сетями в режиме реального времени, что в совокупности позволит кардинально повысить уровень надежность электроснабжения потребителей.

ГЛАВА 2

МОДЕЛИ И МЕТОДЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ ОПТИМИЗАЦИИ НАДЕЖНОСТИ ВОЗДУШНЫХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 6...10 кВ

2.1 Сравнительная оценка моделей оптимизации надежности распределительных электрических сетей

Как указывалось выше, в 2011 и 2013 годах НКРЭ Украины приняла Постановления № 000, № 000 и № 000 [59–61]. Хотелось бы считать, что эти постановления являются только первым шагом в направлении создания отечественной системы управления надежностью, что, тем самым, позволило бы приблизить надежность нашей электроэнергетики к мировым стандартам.

В связи с этим, представляет интерес ознакомление с опытом зарубежных специалистов, связанным с постановкой и поиском путей наиболее эффективного решения достаточно самостоятельного и наиболее распространенного класса задач оптимизации надежности – выбора (определения вида, объема и мест установки) коммутационных и защитных аппаратов в РС среднего напряжения.

На практике решение задачи оптимизации надежности представляет собой попытку разрешения объективно существующего противоречия между производителями и потребителями электрической энергии. Это противоречие, при сложившихся экономических отношениях, состоит в диаметральном расхождении интересов и, следовательно, целевых установок участников процесса электроснабжения. Энергоснабжающие компании заинтересованы в снижении затрат, связанных с обеспечением необходимого уровня надежности. Потребители, в свою очередь, стремятся к уменьшению значений возможного ущерба и, следовательно, заинтересованы в максимально высоком уровне надежности электроснабжения, непосредственно зависящим от затрат. Указанное противоречие не является имманентно присущим процессу электроснабжения потребителей и, как правило, вызвано недостатками действующего экономического механизма взаимоотношений поставщиков и потребителей электроэнергии. Однако его наличие приводит к необходимости отражения в постановке (в целевой функции и ограничениях) оптимизационной задачи как интересов потребителей электроэнергии, так и интересов энергокомпаний.

Следовало бы отметить, что в принципе для анализа надежности используется два принципиальных подхода – аналитический и основанный на вероятностно–статистическом моделировании [80]. Ниже рассматривается только аналитический подход, представленный следующими тремя типами постановок задач оптимального секционирования РС (по аналогии с [81]).

С непосредственным учетом как затрат в РС, связанных с обеспечением необходимого уровня надежности, так и надежности электроснабжения потребителей в целевой функции (ЦФ) , т. е. требуется найти

,

(2.1)

где – искомый вектор, характеризующий состав и местоположение коммутационного оборудования (разъединители, выключатели нагрузки) и аппаратов защиты (реклоузеры (reclosers), предохранители, секционалайзеры (sectionalizers) и пр.);

– затраты на повышение надежности РС;

– так называемый индекс надежности системы.

Наиболее распространенный тип постановок задач оптимального секционирования РС как по количеству моделей, так и по числу публикаций (Приложение Б).

Составляющая в выражении (2.1) включает суммарную стоимость устанавливаемого оборудования, затраты на его монтаж и обслуживание.

Как видно из представленных в Приложении Б моделей, большинство из них ориентируется на использование при оценке составляющей в выражении (2.1) показателя удельной стоимости ущерба , являющегося, в свою очередь, основной составляющей ущерба от нарушения электроснабжения у потребителей, относительно которого следует отметить следующее:

- ущерб является [82] лишь косвенной оценкой стоимости надежности, быть может, нижним ее пределом;

- этот показатель не может быть объективно определен для ряда потребителей (например, сельскохозяйственных [83], бытовых нужд населения [82, 84], пассажирского транспорта [84]);

- величина ущерба у производственных потребителей в подавляющем большинстве случаев существенно (и часто – нелинейно [29]) зависит от глубины и продолжительности аварийного недоотпуска электроэнергии, носит [82] случайный, локальный характер и поэтому имеет ограниченную зону распространения; следовательно, в общем случае нельзя нормировать некоторую среднюю удельную величину ущерба;