10
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
1(36),
март
2025
О
дной
из
важнейших
задач
,
стоящих
перед
ПАО
«
Россети
Урал
»,
является
обес
-
печение
показателей
надежности
и
качества
оказываемых
услуг
по
транспорту
электрической
энергии
,
установленных
территориальными
органами
тарифного
регулирования
.
При
этом
понятие
«
надежность
»
включает
в
себя
две
состав
-
ляющие
:
средняя
частота
перерывов
электроснабжения
(SAIFI)
и
средняя
длительность
перерывов
электроснабжения
(SAIDI).
Для
поддержания
в
исправном
состоянии
электроустановок
(
линий
электропередачи
,
подстанций
,
ТП
,
РП
и
т
.
д
.)
ежегодно
планируются
и
реализуются
планово
-
предупреди
-
тельные
ремонты
элементов
электроустановок
и
проводятся
работы
по
реконструкции
и
модернизации
объектов
.
Но
следует
отметить
,
что
финансирование
,
выделяемое
на
эти
мероприятия
в
рамках
тарифного
регулирования
,
не
позволяет
в
полном
объеме
устра
-
нить
последствия
износа
электрических
сетей
,
особенно
это
относится
к
сетям
низкого
напряжения
0,4–10
кВ
.
Протяженность
распределительных
сетей
6–10
кВ
ПАО
«
Россети
Урал
»
указана
в
таблице
1.
Анализ
аварийных
отключений
за
последние
годы
показывает
,
что
вопрос
обеспече
-
ния
надежности
электроснабжения
в
распределительных
сетях
6–10
кВ
остается
актуаль
-
ным
как
в
части
сокращения
количества
аварий
,
так
и
в
части
сокращения
последствий
этих
отключений
.
Владимир
РЯБУШЕВ
,
первый
заместитель
генерального
дирек
тора
—
главный
инженер
ПАО
«
Россети
Урал
»
Использование
математического
моделирования
сетей
6–10
кВ
для
разработки
мероприятий
по
снижению
длительности
аварийных
перерывов
электроснабжения
потребителей
Применение
математического
моделирования
распреде
-
лительной
сети
6–10
кВ
помогает
определить
перечень
мероприятий
по
реконструкции
ЛЭП
,
позволяющих
обес
-
печить
необходимые
показатели
надежности
и
качества
оказываемых
услуг
по
транспорту
электрической
энер
-
гии
,
установленные
территориальными
органами
тариф
-
ного
регулирования
.
Александр
ДУДАКОВ
,
начальник
Департамента
релейной
защиты
,
автоматики
и
автоматизированных
систем
управления
технологическими
процессами
ПАО
«
Россети
Урал
»
Автоматизация
производственных
процессов
11
Основными
причинами
наибольшего
количества
отклю
-
чений
являются
:
–
повреждение
самих
линий
электропередачи
(
ЛЭП
)
в
ре
-
зультате
износа
;
–
повреждение
в
сетях
потребителей
электроэнергии
;
–
воздействие
на
ЛЭП
внешних
факторов
.
Воздействие
атмосферных
(
природных
)
факторов
так
-
же
является
причиной
частого
отключения
электросетевых
объектов
,
что
говорит
о
необходимости
реконструкции
суще
-
ствующего
оборудования
на
более
современное
и
техноло
-
гически
эффективное
.
Также
следует
отметить
,
что
наиболь
-
шее
количество
аварийных
отключений
ЛЭП
в
2022
году
наблюдалось
в
летний
период
(
июнь
-
июль
)
и
в
январе
.
Статистика
причин
отключения
ЛЭП
6-10
кВ
приведена
на
рисунке
1.
Значительное
количество
аварийных
ЛЭП
имеют
сум
-
марное
время
отключений
за
год
более
10
часов
,
что
при
-
водит
к
существенному
недоотпуску
электрической
энергии
,
влекущему
за
собой
экономические
потери
для
сетевой
организации
.
Такая
продолжительность
отключений
потре
-
бителей
влечет
за
собой
жалобы
абонентов
и
возможность
наложения
на
сетевую
организацию
штрафных
санкций
.
Большинство
повреждений
,
согласно
результатам
расследований
аварий
,
случались
из
-
за
обрыва
неизоли
-
рованного
провода
(
механические
повреждения
из
-
за
па
-
дения
деревьев
,
веток
).
Любые
повреждения
на
ЛЭП
без
возможности
локализации
поврежденного
участка
в
автома
-
тическом
режиме
или
даже
индикации
места
повреждения
предполагают
длительное
отключение
электроснабжения
потребителей
всей
ЛЭП
.
Восстановление
электроснабжения
ЛЭП
,
имеющих
значительную
протяженность
,
затруднено
сложностью
определения
места
повреждения
и
невозмож
-
ностью
отключения
именно
поврежденного
участка
сети
,
что
приводит
к
нахождению
в
отключенном
состоянии
всей
ЛЭП
.
Также
определение
места
повреждения
затрудняется
наличием
труднопроходимых
участков
в
лесных
массивах
,
что
значительно
увеличивает
трудозатраты
оперативно
-
вы
-
ездных
бригад
и
,
соответственно
,
накладные
расходы
элек
-
тросетевой
организации
.
Учитывая
вышеизложенное
,
можно
отметить
,
что
коли
-
чество
отключений
можно
снизить
за
счет
реконструкции
сети
(
в
том
числе
переход
с
неизолированного
провода
на
СИП
)
путем
внедрения
организационных
мероприятий
по
эксплуатации
ЛЭП
(
соблюдение
санитарных
и
охранных
зон
).
Данные
мероприятия
реализуются
ежегодно
в
преде
-
лах
финансирования
,
определенного
тарифно
-
балансовы
-
ми
решениями
.
Сокращение
длительности
перерывов
электроснабже
-
ния
потребителей
и
последствий
аварийных
отключений
возможно
путем
внедрения
устройств
системной
автомати
-
ки
(
автоматические
реклоузеры
,
коммутационные
аппараты
,
устройства
индикации
токов
КЗ
),
перехода
на
оптимальную
топологию
распределительной
сети
(
рациональное
разме
-
щение
коммутационных
аппаратов
,
обеспечивающих
сек
-
ционирование
сети
и
перевод
ее
участков
на
питание
по
резервным
схемам
).
Одним
из
методов
определения
оптимальной
топологии
распределительной
сети
является
формирование
моделей
сети
с
дальнейшей
их
оптимизацией
по
показателям
улуч
-
шения
надежности
,
а
также
по
снижению
экономических
по
-
следствий
аварийных
отключений
.
В
2023
году
такая
работа
была
организована
в
ПАО
«
Рос
-
сети
Урал
».
Формирование
моделей
распределительных
сетей
6–10
кВ
филиалов
ПАО
«
Россети
Урал
»
проводилось
в
специализированных
программных
комплексах
.
В
начале
работы
был
сформирован
перечень
всех
ЛЭП
6–10
кВ
,
на
которых
были
зафиксированы
аварии
за
послед
-
Табл
. 1.
Протяженность
распределительных
сетей
6–10
кВ
ДО
ПАО
«
Россети
»
Количество
РП
и
ТП
6–10/0,4
кВ
,
шт
.
Протяженность
ЛЭП
0,4–110
кВ
,
тыс
.
км
ПАО
«
Россети
Урал
»
43 143
132,68
Рис
. 1.
Статистика
причин
отключения
ЛЭП
6–10
кВ
45%
3%
18%
6%
20%
8%
Несоблюдение
норм
технического
обслуживания
Воздействие
посторонних
лиц
и
организаций
Воздействие
организаций
,
участвующих
в
технологическом
процессе
Воздействие
животных
и
птиц
Воздействие
повторяющихся
стихийных
явлений
Дефекты
проекта
,
конструкции
,
изготовления
12
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
1(36),
март
2025
ние
3
года
.
Эти
ЛЭП
были
отранжированы
по
совокупности
критериев
:
–
показатели
SAIDI
и
SAIFI
для
каждой
ЛЭП
;
–
количество
аварийных
отключений
за
3
года
;
–
объем
недоотпуска
электроэнергии
в
случае
аварийного
отключения
;
–
количество
точек
поставки
электроэнергии
;
–
количество
подключенных
к
ЛЭП
социально
-
значимых
объектов
;
–
количество
и
протяженность
сложнопроходимых
участков
;
–
объем
полезного
отпуска
электроэнергии
;
–
количество
подключенных
к
ЛЭП
потребителей
I
и
II
ка
-
тегорий
.
Показатель
конкретной
ЛЭП
делится
на
суммарный
по
-
казатель
всех
ЛЭП
,
таким
образом
определяется
весовой
коэффициент
показателя
для
конкретной
ЛЭП
и
его
значи
-
мость
при
ранжировании
:
K
ии
= (
K
SAIDI
+
K
SAIFI
+
K
откл
+
K
недоотп
+
K
т
.
пост
+
K
СЗО
+
K
дл
.
ВЛ
+
+
K
полез
.
отп
+
K
кат
.
потр
) / 9,
где
коэффициенты
K
SAIDI
, ...,
K
полез
.
отп
рассчитываются
как
отношение
показателя
по
участку
распределительной
сети
к
максимальному
значению
.
Примеры
:
K
SAIDI
= SAIDI
n
/ SAIDI
max
;
K
кат
.
потр
= 0
для
кат
. III; = 0,5
для
кат
. II; = 2
для
кат
. I.
Таким
образом
в
верхней
части
списка
оказались
ЛЭП
,
аварийное
отключение
которых
приносит
наибольший
ущерб
,
и
наиболее
осложнена
ликвидация
последствий
аварий
.
Для
каждого
филиала
было
отобрано
15%
ЛЭП
из
верх
-
ней
части
ранжированного
перечня
и
сформированы
мате
-
матические
модели
электрических
сетей
для
этих
ЛЭП
в
вы
-
шеупомянутых
программных
комплексах
.
Следующим
этапом
было
необходимо
определить
рекомендации
по
изменению
топологии
сети
с
определением
мест
установки
секционирую
-
щих
коммутационных
аппаратов
и
их
количества
.
Для
поиска
оптимальных
мест
установки
использова
-
лись
данные
:
–
установленная
мощность
трансформаторов
на
транс
-
форматорных
подстанциях
6–10
кВ
и
коэффициент
их
загрузки
;
–
протяженность
участков
электрической
сети
,
материал
проводов
(
А
,
АС
,
СИП
,
кабельная
вставка
),
вид
опор
,
погодные
условия
на
участках
сети
,
состояние
окружаю
-
щей
среды
(
деревья
,
болота
и
т
.
п
.).
Из
-
за
использования
величины
отключаемых
мощно
-
стей
,
а
не
количества
потребителей
,
присоединенных
к
ТП
,
при
расчетах
,
вместо
SAIFI
в
программных
комплексах
при
-
меняется
показатель
ASIFI,
учитывающий
отключаемую
мощность
. ASIFI (Average System Interruption Frequency
Index) —
индекс
средней
частоты
перерывов
электроснаб
-
жения
системы
:
ASIFI
=
I
i
= 1
N
i
/ N
, (1)
где
N
i
—
отключаемая
мощность
при
i
-
м
прекращении
по
-
дачи
электроэнергии
,
кВА
;
N
—
общая
установленная
мощ
-
ность
в
сети
с
учетом
коэффициента
загрузки
,
кВА
.
ASIFI
описан
в
стандарте
«1366-2012 – IEEE Guide for
Electric Power Distribution Reliability Indices»
и
используется
в
некоторых
в
странах
(
Австрия
,
Швеция
,
Португалия
,
Испа
-
ния
).
Использование
показателя
,
основанного
на
отключае
-
мой
мощности
,
а
не
на
количестве
потребителей
,
позволяет
рассчитать
экономический
эффект
от
использования
секци
-
онирующих
устройств
и
корректней
определить
места
уста
-
новки
этих
устройств
.
Использование
мощности
дает
возможность
учитывать
загрузку
ТП
и
принимать
во
внимание
реальное
использо
-
вание
мощности
и
недоотпуск
при
аварийных
отключениях
.
ПОИСК
ОПТИМАЛЬНОГО
КОЛИЧЕСТВА
ТОЧЕК
СЕКЦИОНИРОВАНИЯ
ASIFI,
как
и
SAIFI,
является
статической
величиной
,
поэтому
для
сравнения
текущего
его
значения
со
значением
после
улучшения
(
установки
k
единиц
секционирующих
устройств
)
воспользуемся
положениями
теории
вероятностей
и
преоб
-
разуем
формулу
(1):
ASIFI
=
S
s
= 1
s
N
s
з
.
м
/ N
з
.
м
, (2)
s
=
f
(
k
1
,
k
2
,
k
3
, …,
k
z
), (3)
N
x
з
.
м
=
p
x
загр
·
N
x
, (4)
N
з
.
м
=
TS
x
= 1
N
x
з
.
м
, (5)
где
S
—
количество
секций
,
образуемых
секционирую
-
щими
устройствами
;
s
—
вероятность
аварии
в
s
-
й
секции
;
k
1
,
k
2
,
k
3
, …,
k
z
—
коэффициенты
аварийности
;
N
s
з
.
м
—
от
-
ключаемая
суммарная
мощность
при
возникновении
ава
-
рии
в
s
-
й
секции
,
кВА
;
p
x
загр
—
коэффициент
загрузки
соот
-
ветствующего
ТП
в
%,
где
x
= {1, 2, …,
TS
};
N
з
.
м
—
общая
мощность
ТП
в
сети
с
учетом
коэффициента
загрузки
,
кВА
;
N
x
з
.
м
—
мощность
соответствующего
ТП
в
кВА
с
учетом
ко
-
эффициента
загрузки
,
где
x
= {1, 2, …,
TS
};
TS
—
количество
ТП
в
сети
.
Чтобы
определить
оптимальное
количество
устанавли
-
ваемых
секционирующих
устройств
k
:
–
для
каждого
значения
m
= {1, 2, …,
M
}
количества
секционирующих
устройств
нужно
найти
минимально
достижимое
значение
ASIFI (2.2),
то
есть
для
каждого
количества
устройств
m
необходимо
найти
такие
места
установки
,
при
которых
ASIFI
будет
минимально
;
–
провести
ранжирование
полученного
набора
значений
,
удовлетворяющих
улучшению
значения
ASIFI
относи
-
тельно
текущего
значения
,
и
затрачиваемых
при
этом
средств
(
основная
задача
—
оптимизация
целевого
результата
по
затратам
,
понесенным
на
его
получение
).
Автоматизация
производственных
процессов
13
ПЕРЕХОД
К
SAIFI
После
определения
оптимального
количества
секциониру
-
ющих
устройств
k
и
их
мест
установки
можно
рассчитать
вероятные
достижимые
значения
SAIFI
для
количества
ком
-
мутационных
аппаратов
от
1
до
k
.
Формула
расчета
:
SAIFI =
n
·
S
s
= 1
s
C
s
/ C
, (6)
где
n
—
зарегистрированное
среднестатистическое
(
ме
-
дианное
)
количество
отключений
в
электрической
сети
,
откл
/
год
;
C
s
—
количество
отключаемых
потребителей
при
аварии
в
s
-
й
секции
;
C
—
общее
количество
потребителей
в
сети
;
S
—
количество
секций
,
образуемых
секционирую
-
щими
устройствами
[1;
k
];
s
—
вероятность
аварии
в
s
-
й
секции
.
В
качестве
пояснения
используем
упрощение
модели
,
предполагающее
:
–
фидер
поделен
реклоузером
на
две
равные
части
;
–
равномерное
подключение
потребителей
по
всей
длине
фидера
,
что
позволяет
считать
количество
потребите
-
лей
в
каждой
секции
одинаковым
;
–
принято
допущение
,
что
вероятность
возникновения
повреждения
(
обрыв
,
КЗ
)
по
всей
длине
фидера
одинако
-
ва
,
что
не
учитывает
такие
физические
параметры
линии
,
как
длина
пролетов
,
сечение
и
марка
провода
,
особенно
-
сти
местности
(
поле
,
лес
,
болотистая
местность
,
туманы
,
гололёдообразование
,
ветровая
нагрузка
).
Тогда
анализируемая
модель
фидера
будет
иметь
вид
,
представленный
на
рисунке
2.
Количество
отключенных
потребителей
,
подключенных
к
фидеру
,
и
вероятности
отключения
потребителей
пред
-
ставлены
в
таблице
2.
Вернемся
к
формуле
(6).
1.
Установка
секционирующих
устройств
не
влияет
на
со
-
кращение
среднего
количества
аварий
в
год
.
Поэтому
при
про
-
гнозировании
будущего
значения
SAIFI
используется
средне
-
статистическое
количество
аварий
за
предыдущие
годы
n
.
2. (
S
s
= 1
s
C
s
/ C
) ·
C
—
средневероятное
значение
SAIFI
при
одном
отключении
.
Средневероятное
значение
подразумевает
,
что
при
воз
-
никновении
по
1
отключению
в
сети
в
течение
нескольких
лет
,
среднее
значение
SAIFI
за
этот
промежуток
времени
будет
стремиться
к
данному
значению
.
На
примере
сети
на
рисунке
2:
–
при
возникновении
аварии
в
секции
1 SAIFI = 200/200 = 1;
–
при
возникновении
аварии
в
секции
2 SAIFI = 100/200 = 0,5.
Рассмотрим
формулу
SAIFI (6)
при
возникновении
в
сети
аварий
в
количестве
n
= {1, 2, 3, 4}.
Значение
SAIFI
для
каждого
количества
аварий
будет
колебаться
в
зависимости
от
того
,
в
какой
секции
эти
аварии
возникают
.
Чтобы
усреднить
величины
,
вводится
средневе
-
роятное
SAIFI.
Умножая
средневероятное
SAIFI
на
количе
-
ство
возникающих
аварий
в
год
,
можно
получить
среднее
значение
SAIFI
для
линии
или
ее
участка
.
В
нашем
примере
:
SAIFI
ср
=
S
s
= 1
s
C
s
/ C
= (0,5 · 100 + 1 · 100) / 200 = 0,75.
Установка
секционирующих
устройств
не
сокращает
ко
-
личество
возникающих
аварий
в
год
,
а
уменьшает
количе
-
ство
отключаемых
потребителей
при
каждой
аварии
.
Для
сокращения
количества
аварий
в
год
необходимо
провести
мероприятия
по
усилению
сети
.
Например
,
заме
-
нить
неизолированные
провода
на
СИП
или
создать
воз
-
можность
кольцевания
фидеров
с
переключением
на
второй
центр
питания
.
ПОРЯДОК
ДЕЙСТВИЙ
ПРИ
ОПРЕДЕЛЕНИИ
ОПТИМАЛЬНЫХ
МЕСТ
УСТАНОВКИ
УПРАВЛЯЕМЫХ
КОММУТАЦИОННЫХ
АППАРАТОВ
(
КА
)
1.
Проводится
расчет
сети
и
определение
оптималь
-
ных
мест
установки
управляемых
КА
для
текущей
схемы
«
как
есть
»:
–
анализируется
расстановка
существующих
КА
и
опреде
-
ляется
оптимальность
их
количества
и
мест
установки
;
–
определяется
оптимальное
количество
устанавливае
-
мых
КА
по
критерию
«
достигаемый
результат
—
затраты
на
реконструкцию
»;
–
формируются
рекомендации
по
оптимальным
местам
установки
КА
и
индикаторов
токов
коротких
замыканий
.
2.
Специалисты
служб
на
местах
анализируют
рекомен
-
дации
с
учетом
реальных
условий
эксплуатации
:
–
удобство
обслуживания
и
подъезда
к
местам
установки
;
–
возможность
создания
кольцующих
участков
сети
для
данной
линии
;
Рис
. 2.
Простейшая
электрическая
схема
распределительной
сети
с
реклоузером
(
С
1
= 100
потребителей
,
С
2
= 100
потреби
-
телей
)
С
2
С
1
В
Р
ЦП
Секция
1
Секция
2
Табл
. 2.
Количество
отключенных
потребителей
,
подключенных
к
фидеру
,
и
вероятности
отключения
потребителей
Секция
,
в
которой
возникает
авария
Секция
1
Секция
2
Количество
отключенных
потребителей
200
100
Вероятность
отключения
потребителей
при
возникновении
аварии
100%
50%
14
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
1(36),
март
2025
–
наличие
связи
в
местах
установки
;
–
необходимость
замены
или
реконструкции
существую
-
щих
КА
,
исходя
из
задач
обеспечения
работы
автомати
-
ки
и
телеуправления
;
–
формируется
перечень
замечаний
и
предложений
по
размещению
КА
.
3.
С
учетом
проведенного
анализа
проводится
расчет
предлагаемых
мест
установки
.
4.
Сравнивается
ожидаемый
результат
с
рекомендован
-
ным
при
анализе
сети
«
как
есть
».
5.
Определяется
тип
КА
для
установки
в
каждой
кон
-
кретной
точке
сети
.
6.
По
достижению
общепринятого
результата
проводит
-
ся
финальный
расчет
с
учетом
технико
-
экономических
пока
-
зателей
проекта
реконструкции
.
Рис
. 3.
Схема
распределительной
сети
ВЛ
10
кВ
№
2
Ключи
ПС
«
Харлуши
»
ф
.
№
8
По
итогам
работы
была
сформирована
программа
повы
-
шения
наблюдаемости
и
управляемости
распределительной
сети
6–10
кВ
,
утвержденная
приказом
ПАО
«
Россети
Урал
».
Мероприятия
программы
будут
ежегодно
включаться
в
ин
-
вестиционную
программу
компании
,
и
,
по
нашим
оценкам
,
их
реализация
позволит
значительно
повысить
надежность
электроснабжения
потребителей
электроэнергии
,
подклю
-
ченных
к
сети
6–10
кВ
ПАО
«
Россети
Урал
».
В
качестве
примера
результатов
моделирования
сети
6–10
кВ
можно
привести
работы
на
ВЛ
10
кВ
№
2
Ключи
.
Схема
распределительной
сети
приведена
на
рисунке
3.
Вводные
данные
и
перечень
мероприятий
по
рекон
-
струкции
данной
линии
:
1.
Головной
выключатель
ПС
«
Кременкуль
» (
точка
1
на
схеме
) BB/TEL-10-20/1000 2021
года
выпуска
имеет
АПВ
и
ТУ
.
Автоматизация
производственных
процессов
15
2.
Секционирующие
выключатели
BB/TEL R59
опоры
№
109 (
точка
2)
и
R58
опоры
№
135 (
точка
3)
имеют
АПВ
и
ТУ
.
3.
Головной
выключатель
ПС
«
Есаулка
»
№
10
ВЛ
Еса
-
улка
кольцевой
(
точка
4)
обеспечивает
кольцевание
фиде
-
ра
.
Требуется
ретрофит
ячейки
.
4.
Необходимо
установить
нормально
разомкнутый
ре
-
клоузер
в
пролете
опор
№
3
и
№
6
на
место
разъединителя
Р
1284 (
точка
5
на
схеме
).
При
проведении
предпроектных
работ
необходимо
провести
расчет
на
чувствительность
при
питании
от
ПС
«
Есаулка
».
5.
Установить
управляемый
ВН
в
пролете
опор
№
113
и
№
1
на
место
разъединителя
Р
922/1 (
точка
6).
6.
После
завершения
строительства
перемычки
от
ПС
«
Харлуши
»
ВЛ
№
8 (
точка
7)
установить
на
перемычке
нормально
замкнутый
реклоузер
с
одновременным
пере
-
водом
реклоузера
R58 (
точка
3)
в
нормально
разомкнутое
положение
.
Выполнение
данных
мероприятий
позволит
перенести
часть
нагрузки
ф
.
Ключи
на
ПС
«
Есаулка
»
ф
.
Есаулка
и
на
ПС
«
Харлуши
»
ф
.
№
8,
повысить
надежность
фидера
и
пе
-
ренесенных
участков
на
77%
от
значения
до
проведения
реконструкции
.
Планируемое
изменение
показателей
надежности
ВЛ
10
кВ
№
2
Ключи
к
2025
году
приведено
на
рисунке
4.
Рис
. 4.
Планируемое
изменение
показателей
надежности
ВЛ
10
кВ
№
2
Ключи
Вероятности
отключений
потребителей
ВЛ
10
кВ
№
2
Ключи
до
модернизации
Вероятности
отключений
потребителей
ВЛ
10
кВ
№
2
Ключи
после
модернизации
100
80
60
40
20
0
%
Применение математического моделирования распределительной сети 6–10 кВ помогает определить перечень мероприятий по реконструкции ЛЭП, позволяющих обеспечить необходимые показатели надежности и качества оказываемых услуг по транспорту электрической энергии, установленные территориальными органами тарифного регулирования.
