Оценка схемной надежности электрических сетей филиалов ПАО «МРСК Центра»

Page 1
background image

Page 2
background image

22

Оценка схемной надежности 
электрических сетей филиалов 
ПАО «МРСК Центра»

э

л

е

к

т

р

о

с

н

а

б

ж

е

н

и

е

электроснабжение

Терешко

 

О

.

А

.,

д

.

т

.

н

., 

профессор

 

Корпоративного

 

энергетического

 

университета

Рис

. 1. 

Временной

 

ряд

 

показателя

 

фактической

 

надежности

Общее

 

количество

 

внезапных

 

устойчивых

 

прерываний

 

внешнего

электро

-

снабжения

 

за

 

год

Годы

21

48  

24  

30

37 

С

уществующая

 

методика

 

оценки

 

деятельности

 

электросетевых

 

компа

-

ний

 

на

 

основе

 

анализа

 

отчетных

 

данных

 

об

 

аварийности

 

(

то

 

есть

 

отчетных

 

данных

 

о

 

фак

-

тической

 

надежности

 

электро

-

снабжения

 

конечных

 

потребите

-

лей

может

 

привести

 

к

 

неверным

 

выводам

Причина

 

заключается

 

в

 

том

что

 

показатели

 

фактиче

-

ской

 

надежности

 

объективно

 

по

 

сути

 

случайные

 

величины

за

-

висящие

 

от

 

воздействий

 

окру

-

жающей

 

среды

  (

ветер

гололед

гроза

падение

 

деревьев

наезды

 

автотранспорта

набросы

 

на

 

про

-

вода

 

и

 

т

.

п

.). 

Немаловажен

 

факт

 

административного

 

воздействия

 

на

 

отчетные

 

показатели

 

фактиче

-

ской

 

надежности

.

Пример

 

реального

 

временно

-

го

 

ряда

 

показателей

 

фактической

 

надежности

 

для

 

района

 

электри

-

ческих

 

сетей

 

приведен

 

на

 

рисун

-

ке

 1. 

Корректный

 

анализ

 

позволя

-

ет

 

рассчитать

 

среднее

 

значение

 

показателя

установить

 

тенден

-

цию

 

изменения

 

временного

 

ряда

 

и

 

получить

 

прогноз

 

на

 

следую

-

щий

 

год

.

Среднее

 

значение

 

показателя

 

фактической

 

надежности

:

Р

СР

 = (21 + 48 + 24+ 30 + 37)/5 = 

32 

прерывания

/

год

.

Тенденция

 

временного

 

ряда

 

показателя

 

фактической

 

надеж

-

ности

 

определяется

 

по

 

формуле

 

линейной

 

регрессии

:

  

T

 = 2

N

i

 = 1

(

i

 · 

p

i

) – (

N

 + 1)

N

i

 = 1

p

i

,

где

 

i

 — 

порядковый

 

номер

 

членов

 

временного

 

ряда

 (

i

 = 1, 2, 3, … 

N

); 

N

 — 

количество

 

членов

 

времен

-

ного

 

ряда

p

i

 — 

значения

 

членов

 

временного

 

ряда

.

Если

 

знак

 

величины

 

T

 

положи

-

телен

то

 

временной

 

ряд

 

имеет

 

тенденцию

 

к

 

увеличению

 («

ава

-

рийность

 

растет

»), 

если

 

знак

 

T

 

меньше

 

нуля

 — 

временной

 

ряд

 

имеет

 

тенденцию

 

к

 

уменьшению

 

аварийность

 

снижается

»).

Например

для

 

временного

 

ряда

 

на

 

рисунке

 1:

T

 = 2(1 · 21 + 2 · 48 + 3 · 24 +

+ 4 · 30 + 5 · 37) – 

– (5 + 1) · (21 + 48+ 24 + 30 + 37) = 

= 28.

Вывод

данный

 

временной

 

ряд

 

имеет

 

тенденцию

 

к

 

увеличению

.

Для

 

количественной

 

оценки

 

тенденции

 

используется

 

формула

T

% = (6 · 

T

 ·100) / ((

N

² – 1) ·

N

i

 = 1

 

p

i

).

Значение

 

T

представляет

 

со

-

бой

 

среднее

 (

для

 

данного

 

времен

-

ного

 

ряда

изменение

 

значения

 

показателя

 

фактической

 

надежно

-

сти

 

за

 

единицу

 

времени

 

в

 

процен

-

тах

 

к

 

среднему

 

значению

 

данного

 

временного

 

ряда

.

Например

для

 

временного

 

ряда

 

на

 

рисунке

 1:

T

% = (6 · 28 · 100) / ((5² – 1) · 32) =

= 21,88 %/

год

.

Вывод

данный

 

временной

 

ряд

 

имеет

 

тенденцию

 

к

 

увеличению

 

со

 

средней

 

скоростью

 21,28% 

в

 

год

.

Для

 

получения

 

краткосрочно

-

го

 

прогноза

 

значения

 

показателя

 


Page 3
background image

23

фактической

 

надежности

 

на

 

буду

-

щий

 

год

 

используется

 

формула

:

P

N

+1

 = ((6

N

i

 = 1

(

i

 · 

p

i

) –

– 2(N +2)) · 

N

i

 = 1

p

i

))/(N · (N – 1).

Например

для

 

временного

 

ря

-

да

 

на

 

рисунке

 1 

прогноз

 

на

 

следу

-

ющий

 

год

:

P

6

 = ((6 · 494) – 2 · 7 · 160))/(5 · 4) =

= 36 

прерываний

 

в

 

будущем

 

году

.

Разработка

 

проектов

 

электро

-

сетевых

 

объектов

 

при

 

конкретном

 

и

 

перспективном

 

проектировании

а

 

также

 

инвестиционных

 

программ

 

электросетевых

 

компаний

 

долж

-

ны

 

сопровождаться

 

расчетом

 

раз

-

личных

 

показателей

 

надежности

 

внешнего

 

электроснабжения

 

ко

-

нечных

 

потребителей

Если

 

при

 

конкретном

 

проектировании

 

одной

 

трансформаторной

 

подстанции

 

расчеты

 

показателей

 

надежно

-

сти

 

единичны

  (

на

 

шинах

 

среднего

 

и

 

низшего

 

напряжения

), 

то

 

в

 

экс

-

плуатации

 

расчеты

 

показателей

 

надежности

 

исчисляются

 

сотнями

 

(

для

 

всех

 

конечных

 

потребителей

 

одного

 

района

 

электрических

 

се

-

тей

). 

В

 

методике

 [1] 

для

 

расчета

 

показателей

 

эксплуатационной

 

на

-

дежности

 

внешнего

 

электроснаб

-

жения

 

одного

 

конечного

 

потребите

-

ля

 

необходимо

 

знать

 

паспортные

 

характеристики

 

опор

изоляторов

проводов

 

ВЛ

 6–20 

кВ

паспортные

 

характеристики

 

ТП

 6–20/0,4 

кВ

Объективные

 

характерис

 

тики

 

окружающей

 

среды

Объективные

 

характеристики

 

электрических

 

сетей

Объективные

характеристики

 

системы

организации

 

эксплуатации

 

электрических

 

сетей

Надежность

 

внешнего

 

электроснабжения

конечных

 

потребителей

Рис

. 2. 

Суперпозиция

 

трех

 

групп

 

объективных

 

факторов

 

надежности

 

внеш

-

него

 

электроснабжения

 

конечных

 

потребителей

паспортные

 

характеристики

 

ВЛ

 

0,38 

кВ

а

 

также

 

нормативно

-

спра

-

вочную

 

информацию

 

об

 

удельной

 

повреждаемости

 

элементов

 

систе

-

мы

 

внешнего

 

электроснабжения

Даже

 

при

 

автоматизации

 

расчетов

 

значений

 

показателей

 

надежности

 

внешнего

 

электроснабжения

 

ко

-

нечных

 

потребителей

 

на

 

ПЭВМ

 

за

-

траты

 

времени

 

эксплуатационного

 

персонала

 

весьма

 

значительны

.

В

 

целом

 

надежность

 

внешне

-

го

 

электроснабжения

 

конечных

 

потребителей

 

представляет

 

со

-

бой

 

функцию

 

суперпозиции

 

трех

 

групп

 

объективных

 

факторов

  (

ри

-

сунок

 2).

К

 

объективным

 

факторам

 

электрических

 

сетей

 

относятся

 

различные

 

характеристики

 

схем

-

ной

 

и

 

конструктивной

 

надежности

 

(

средняя

 

протяженность

 

ВЛ

сред

-

няя

 

мощность

 

трансформаторных

 

подстанций

степень

 

оснащенно

-

сти

 

электрических

 

сетей

 

устрой

-

ствами

 

автоматического

 

секци

-

онирования

 

и

 

резервирования

среднее

 

сечение

 

проводов

 

и

 

т

.

п

.). 

Для

 

оценки

 

системы

 

организации

 

эксплуатации

 

используется

 

значе

-

ние

 

среднего

 

радиуса

 

оператив

-

ного

 

обслуживания

степень

 

теле

-

механизации

 

трансформаторных

 

подстанций

 

и

 

т

.

п

.

Табл

. 1. 

Паспортные

 

характеристики

 

электрических

 

сетей

 

филиалов

 

ПАО

 «

МРСК

 

Центра

»

п

/

п

 

Филиал

ПАО

 «

МРСК

 

Центра

»

Площадь

территории

обслуживания

,

км

2

 (

П

1

)

Количество

 

ПС

 35-110 

кВ

,

ед

. (

П

2

Суммарная

 

установленная

 

мощность

ПС

 35-110 

кВ

кВА

 (

П

3

)

Количество

ТП

 6-10/0,4 

кВ

ед

. (

П

4

)

Суммарная

 

установленная

 

мощность

ТП

 6-10/0,4 

кВ

,

кВА

 (

П

5

)

Суммарная

протяжен

-

ность

 

ЛЭП

 

по

 

трассе

км

 (

П

6

)

1

Белгородэнерго

27 100

180

3 496 000

12 789

3 853 000

51 106,4

2

Брянскэнерго

34 900

148

2 454 100

5 758

761 200

26 184,0

3

Воронежэнерго

52 400

294

4 809 700

11 669

1 740 220

51 730,1

4

Костромаэнерго

60 200

165

1 756 700

6 310

1 465 890

29 306,5

5

Курскэнерго

29 800

286

3 475 800

9 675

1 740 800

37 237,2

6

Липецкэнерго

24 047

200

2 986 100

9 197

1 661 900

32 193,8

7

Орелэнерго

24 700

144

1 823 200

6 038

863 820

28 234,7

8

Смоленскэнерго

49 800

252

3 069 300

9 329

1 848 850

40 601,0

9

Тамбовэнерго

34 500

207

2 502 000

6 038

1 060 500

26 905,8

10

Тверьэнерго

84 200

316

4 150 000

11 266

1 630 880

46 946,1

11

Ярэнерго

36 200

175

3 211 800

8 251

2 275 000

31 720,6

 2 (41) 2017


Page 4
background image

24

Объективные

 

характеристики

 

окружающей

 

среды

 

представлены

 

средневзвешенными

 

значениями

 

РКУ

 

по

 

ветру

гололеду

грозе

 

и

 

за

-

грязненности

 

атмосферы

.

Ниже

 

излагается

 

методика

 

оценки

 

схемной

 

надежности

 

элек

-

трических

 

сетей

основанная

 

на

 

теории

 

факторного

 

анализа

 [2], 

позволяющая

 

получить

 

каче

-

ственную

 

оценку

 

схемной

 

надеж

-

ности

 

электрических

 

сетей

 

при

 

минимуме

 

исходной

 

и

 

норматив

-

но

-

справочной

 

информации

.

В

 

качестве

 

исходной

 

информа

-

ции

 

использованы

 

паспортные

 

ха

-

рактеристики

 

электрических

 

сетей

 

филиалов

 

ПАО

  «

МРСК

 

Центра

», 

опубликованные

 

на

 

сайте

 

ПАО

 

«

МРСК

 

Центра

» (

таблица

 1).

Разработаны

 

следующие

 

фак

-

торы

 

оценки

 

схемной

 

надежности

:

F

1

 = 

П

П

2

 (

средняя

 

площадь

 

тер

-

ритории

 

обслуживания

 

на

 

одну

 

ПС

 35–110 

кВ

 — 

чем

 

больше

тем

  «

хуже

 

в

 

смысле

 

надежно

-

сти

»), 

км

2

;

F

2

 = 

П

П

2

  (

средняя

 

установлен

-

ная

 

мощность

 

одной

 

ПС

 35–

110 

кВ

 — 

чем

 

больше

тем

 

«

хуже

 

в

 

смысле

 

надежнос

-

ти

»), 

кВА

;

F

3

 = 

П

П

2

  (

среднее

 

количество

 

ТП

 6–10/0,4 

кВ

 

на

 

одну

 

ПС

 35–

110 

кВ

 — 

чем

 

больше

тем

 «

ху

-

же

 

в

 

смысле

 

надежности

»), 

ед

.;

F

4

 = 

П

П

4

  (

средняя

 

установлен

-

ная

 

мощность

 

одной

 

ТП

 

6–10/0,4 

кВ

 — 

чем

 

больше

тем

 

«

хуже

 

в

 

смысле

 

надежности

»), 

кВА

;

F

5

 = 

П

П

2

  (

средняя

 

протяжен

-

ность

 

ЛЭП

 

по

 

трассе

 

на

 

одну

 

ПС

 35–110 

кВ

 — 

чем

 

больше

тем

  «

хуже

 

в

 

смысле

 

надежно

-

сти

»), 

км

.

Например

для

 

Брянскэнерго

 

F

1–2

 = 34 900 / 148 = 235,81 

км

2

 

на

 

одну

 

ПС

 35–110 

кВ

.

Значения

 

факторов

 

оценки

 

схемной

 

надежности

 

филиалов

 

ПАО

  «

МРСК

 

Центра

», 

рассчитан

-

ные

 

по

 

вышеприведенным

 

фор

-

мулам

приведены

 

в

 

таблице

 2.

Табл

. 2. 

Значения

 

факторов

 

оценки

 

схемной

 

надежности

 

электрических

 

сетей

 

филиалов

 

ПАО

 «

МРСК

 

Центра

»

п

/

п

 

Филиал

ПАО

 «

МРСК

 

Центра

»

C

редняя

 

площадь

 

территории

 

обслуживания

 

на

 

одну

 

ПС

 35-110 

кВ

,

км

2

 (F

1

)

C

редняя

 

установленная

 

мощность

 

одной

ПС

 35-110 

кВ

кВА

 (F

2

C

реднее

 

количество

 

ТП

 

6-10/0,4 

кВ

 

на

 

одну

ПС

 35-110 

кВ

,

ед

. (F

3

)

Средняя

 

установленная

 

мощность

 

одной

 

ТП

 6-10/0,4 

кВ

кВА

 (F

4

)

C

редняя

 

протяженность

 

ЛЭП

 

по

 

трассе

 

на

 

одну

 

ПС

 35-

110 

кВ

км

 (F

5

)

1

Белгородэнерго

150,55

19 422

71,05

301,27

283,92

2

Брянскэнерго

235,81

16 582

38,91

132,20

176,92

3

Воронежэнерго

178,23

16 360

39,69

149,13

175,95

4

Костромаэнерго

364,85

10 647

38,24

232,31

177,62

5

Курскэнерго

104,20

12 153

33,83

179,93

130,20

6

Липецкэнерго

120,24

14 931

45,99

180,70

160,97

7

Орелэнерго

171,53

12 661

41,93

143,06

196,07

8

Смоленскэнерго

197,62

12 180

37,02

198,18

161,12

9

Тамбовэнерго

166,67

12 087

29,17

175,64

129,98

10

Тверьэнерго

266,46

13 133

35,65

144,76

148,56

11

Ярэнерго

206,86

18 353

47,15

275,72

181,26

Среднее

 

значение

196,64

14 410

41,69

192,08

174,78

Табл

. 3. 

Лучшие

 

и

 

худшие

 

значения

 

факторов

 

в

 

смысле

 

надежности

 

Фактор

 

оценки

 

схемной

 

надежности

Лучшее

 

значение

 

фактора

 

в

 

смысле

 

надежности

 (F

Л

)

Филиал

 

ПАО

 «

МРСК

 

Центра

»

Худшее

 

значение

 

фактора

 

в

 

смысле

 

надежности

 (F

Х

)

Филиал

ПАО

 «

МРСК

 

Центра

»

C

редняя

 

площадь

 

территории

 

обслу

-

живания

 

на

 

одну

 

ПС

 35–110 

кВ

км

2

 (F

1

)

104,20

Курскэнерго

364,85

Костромаэнерго

C

редняя

 

установленная

 

мощность

 

одной

 

ПС

 35–110 

кВ

кВА

 (F

2

)

10 647

Костромаэнерго

19 422

Белгородэнерго

C

реднее

 

количество

 

ТП

 6–10/0,4 

кВ

 

на

 

одну

 

ПС

 35–110 

кВ

ед

. (F

3

)

29,17

Тамбовэнерго

71,05

Белгородэнерго

Средняя

 

установленная

 

мощность

 

одной

 

ТП

 6–10/0,4 

кВ

кВА

 (F

4

)

132,20

Брянскэнерго

301,27

Белгородэнерго

C

редняя

 

протяженность

 

ЛЭП

 

по

 

трас

-

се

 

на

 

одну

 

ПС

 35–110 

кВ

км

 (F

5

)

129,98

Тамбовэнерго

283,92

Белгородэнерго

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ


Page 5
background image

25

Табл

. 4. 

Нормированные

 

значения

 

факторов

 

оценки

схемной

 

надежности

 

электрических

 

сетей

 

филиалов

 

ПАО

 «

МРСК

 

Центра

»

п

/

п

 

Филиал

ПАО

 «

МРСК

 

Центра

»

C

редняя

 

площадь

 

территории

 

обслуживания

 

на

 

одну

 

ПС

 35-110 

кВ

,

км

2

 (F

1

Н

)

C

редняя

 

установленная

 

мощность

 

одной

ПС

 35-110 

кВ

кВА

 (F

2

Н

C

реднее

 

количество

 

ТП

 

6-10/0,4 

кВ

 

на

 

одну

ПС

 35-110 

кВ

,

ед

. (F

3

Н

)

Средняя

 

установленная

 

мощность

 

одной

 

ТП

 6-10/0,4 

кВ

кВА

 (F

4

Н

)

C

редняя

 

протяженность

 

ЛЭП

 

по

 

трассе

 

на

 

одну

 

ПС

 35-

110 

кВ

км

 (F

5

Н

)

1

Белгородэнерго

0,8222

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

2

Брянскэнерго

0,4951

0.3236

0,7674

0,7819

0,6951

3

Воронежэнерго

0,7160

0,3489

0,7488

0,8999

0,7014

4

Костромаэнерго

0,0000

1,0000

0,7834

0,4079

0,6905

5

Курскэнерго

0,3998

0,8284

0,8887

0,7177

0,9986

6

Липецкэнерго

0,9385

0,5118

0,5983

0,7131

0,7987

7

Орелэнерго

0,7417

0,7705

0,6953

0,9358

0,5707

8

Смоленскэнерго

0,6416

0,8253

0,8126

0,6097

0,7977

9

Тамбовэнерго

0,7603

0,8359

1,0000

0,7431

1,0000

10

Тверьэнерго

0,3775

0,7167

0,8453

0,9257

0,8793

11

Ярэнерго

0,6061

0,1218

0,5707

0,1511

0,6669

Табл

. 5. 

Весовые

 

коэффициенты

аддитивного

 

критерия

 

оценки

 

схемной

 

надежности

Фактор

 

оценки

 

схемной

 

надежности

Значение

 

весового

 

коэффициента

 

аддитивного

 

критерия

 (

V

)

C

редняя

 

площадь

 

территории

 

обслуживания

 

на

 

одну

 

ПС

 35–110 

кВ

км

2

 (F

1

)

0,1018

C

редняя

 

установленная

 

мощность

 

одной

 

ПС

 35–110 

кВ

кВА

 (F

2

)

0,3147

C

реднее

 

количество

 

ТП

 6–10/0,4 

кВ

 

на

 

одну

 

ПС

 35–110 

кВ

ед

. (F

3

)

0,1017

Средняя

 

установленная

 

мощность

 

одной

 

ТП

 6–10/0,4 

кВ

кВА

 (F

4

)

0,2102

C

редняя

 

протяженность

 

ЛЭП

 

по

 

трассе

 

на

 

одну

 

ПС

 35–110 

кВ

км

 (F

5

)

0,2716

Для

 

вычисления

 

нормирован

-

ных

 

значений

 

факторов

 

оценки

 

схемной

 

надежности

 

из

 

таблицы

 

определены

  «

лучшее

 

значение

 

фактора

 

в

 

смысле

 

надежности

» 

и

  «

худшее

 

значение

 

фактора

 

в

 

смысле

 

надежности

» (

таблица

 3).

Для

 

вычисления

 

интегральной

 

оценки

 

схемной

 

надежности

 

необ

-

ходимо

 

преобразовать

 

значения

 

факторов

 

в

 

безразмерную

  (

нор

-

мированную

форму

Вычисление

 

нормированных

 

значений

 

факторов

 

оценки

 

схем

-

ной

 

надежности

 

производится

 

по

 

формуле

F

Н

 = (

F

 – 

F

Х

) / (

F

Л

 – 

F

Х

),

где

 

F

Н

 — 

нормированное

 

значение

 

фактора

F

 — 

значение

 

фактора

F

Х

 — 

худшее

   

значение

 

фактора

 

в

 

смысле

 

надежности

F

Л

 — 

луч

-

шее

 

значение

 

фактора

 

в

 

смысле

 

надежности

Например

для

 

Брянскэнерго

:

F

Н

1–2

 = (235,81 – 364,85) / (104,20 –

– 364,85) = 0,4951.

Результаты

 

расчета

 

нормиро

-

ванных

 

значений

 

факторов

 

оцен

-

ки

 

схемной

 

надежности

 

приведе

-

ны

 

в

 

таблице

 4.

Вычисление

 

интегральной

 

оценки

 

схемной

 

надежности

 

про

-

изводится

 

по

 

формуле

 

аддитив

-

ного

 

критерия

:

ОСН

 = 

V

1

 · F

1

Н

 + 

V

2

 · F

2

Н

 + 

V

3

 · F

3

Н

 + 

V

4

 · F

4

Н

 + 

V

5

 · F

5

Н

,

где

 

V

1

V

2

V

3

V

4

V

5

 — 

весовые

 

ко

-

эффициенты

 

аддитивного

 

кри

-

терия

определенные

 

на

 

основе

 

вычисления

 

первой

 

производной

 

функций

 

изменения

 

суммарно

-

го

 

аварийного

 

простоя

 

установ

-

ленной

 

мощности

 

от

 

значений

 

факторов

 

оценки

 

схемной

 

на

-

дежности

 

в

 

окрестности

 

средних

 

значений

 

факторов

  (

таблица

 5); 

F

1

Н

F

2

Н

F

3

Н

F

4

Н

F

5

Н

 — 

нормиро

-

ванные

 

значения

 

факторов

 (

таб

-

лица

 4).

Например

для

 

Брянскэнерго

:

ОСН

2

 = 0,1018

 · 

0,4951 + 

+ 0,3147

 · 

0,3236 +

+ 0,1017

 · 

0,7674 + 

+ 0,2102

 · 

0,7819 +

+ 0,2716

 · 

0,6951 = = 0,5834.

Результаты

 

расчета

 

оценки

 

схемной

 

надежности

 

приведены

 

в

 

таблице

 6. 

В

 

таблице

 7 

приведен

 

ранжированный

  (

по

 

убыванию

 

значений

 

ОСН

перечень

 

филиа

-

лов

 

ПАО

 «

МРСК

 

Центра

».

Самый

 

высокий

 

рейтинг

 

оцен

-

ки

 

схемной

 

надежности

 

среди

 

филиалов

 

ПАО

  «

МРСК

 

Цен

-

тра

» — 

у

 

Тамбовэнерго

 (0,8700), 

самый

 

низкий

 — 

у

 

Белгородэнер

-

го

 (0,0837).

 2 (41) 2017


Page 6
background image

26

ВЫВОДЫ

1. 

Разработана

 

методика

 

расче

-

та

 

оценки

 

схемной

 

надежности

 

электрических

 

сетей

требую

-

щая

 

минимального

 

объема

 

ис

-

ходной

 

информации

.

2. 

Повышение

 

точности

 

оценки

 

схемной

 

надежности

 

может

 

быть

 

достигнуто

 

за

 

счет

 

вклю

-

чения

 

в

 

методику

 

метеорологи

-

ческих

 

факторов

.

3. 

Вышеприведенная

 

методика

 

может

 

быть

 

использована

 

на

 

любых

 

уровнях

 

управления

 

экс

-

плуатацией

 

электрических

 

се

-

тей

  (

в

 

филиалах

 

МРСК

 — 

для

 

оценки

 

схемной

 

надежности

 

районов

 

электрических

 

сетей

в

 

ПАО

 «

Россети

» — 

для

 

оценки

 

схемной

 

надежности

 

МРСК

).

4. 

Методика

 

расчета

 

оценки

 

схемной

 

надежности

 

электри

-

ческих

 

сетей

 

рекомендуется

 

для

 

использования

 

в

 

проектах

 

перспективного

 

развития

 

элек

-

трических

 

сетей

 (

оценка

 

суще

-

ствующей

 

схемной

 

надежности

 

электрических

 

сетей

 

и

 

оценка

 

проектной

 

схемной

 

надежно

-

сти

 — 

при

 

реализации

 

схемы

 

перспективного

 

развития

).

5. 

Для

 

оценки

 

эффективности

 

ин

 -

вестиционных

 

программ

 

элек

-

тросетевых

 

компаний

 

реко

-

мендуется

 

производить

 

оценку

 

существующей

 

схемной

 

надеж

-

ности

 

и

 

при

 

разработке

 

структу

-

ры

 

инвестиционных

 

программ

 

использовать

 

результаты

 

оцен

-

ки

 

по

 

принципу

 «

у

 

кого

 

хуже

 — 

тому

 

больше

». 

Результат

 

реализации

 

инвестиционных

 

про

-

грамм

 

также

 

рекомендуется

 

со

-

провождать

 

оценкой

 

схемной

 

надежности

 

с

 

целью

 

вычисле

-

ния

 

эффективности

 

реализации

 

инвестиционной

 

программы

.  

ЛИТЕРАТУРА

1. 

Терешко

 

О

.

А

Расчет

 

показателей

 

надежности

 

электроснабжения

 

ко

-

нечных

 

потребителей

 // 

ЭЛЕКТРО

-

ЭНЕРГИЯ

Передача

 

и

 

распреде

-

ление

, 2016, 

 3(36). 

С

. 48–53. 

2. 

Факторный

дискриминантный

 

и

 

кластерный

 

анализ

Пер

с

 

англ

. /

Дж

.-

О

Ким

Ч

.

У

Мьюллер

У

.

Р

Клекка

 

и

 

др

Под

 

ред

И

.

С

Еню

-

кова

М

.: 

Финансы

 

и

 

статистика

1989. 215 

с

.

Табл

. 6. 

Результаты

 

расчета

 

оценки

схемной

 

надежности

 

электрических

 

сетей

филиалов

 

ПАО

 «

МРСК

 

Центра

»

п

/

п

 

Филиал

ПАО

 «

МРСК

Центра

»

Значение

 

интегрального

 

критерия

 

оценки

 

схемной

 

надежности

 (

ОСН

)

1

Белгородэнерго

0,0837

2

Брянскэнерго

0,5834

3

Воронежэнерго

0,6386

4

Костромаэнерго

0,6676

5

Курскэнерго

0,8139

6

Липецкэнерго

0,6842

7

Орелэнерго

0,7404

8

Смоленскэнерго

0,7525

9

Тамбовэнерго

0,8700

10

Тверьэнерго

0,7833

11

Ярэнерго

0,3709

Табл

. 7. 

Ранжированный

(

по

 

убыванию

 

значений

 

ОСН

)

перечень

 

филиалов

 

ПАО

 «

МРСК

 

Центра

»

Рейтинг

 

Филиал

ПАО

 «

МРСК

 

Центра

»

Значение

 

интегрального

 

критерия

 

оценки

 

схемной

 

надежности

 (

ОСН

)

1

Тамбовэнерго

0,8700

2

Курскэнерго

0,8139

3

Тверьэнерго

0,7833

4

Смоленскэнерго

0,7525

5

Орелэнерго

0,7404

6

Липецкэнерго

0,6842

7

Костромаэнерго

0,6676

8

Воронежэнерго

0,6386

9

Брянскэнерго

0,5834

10

Ярэнерго

0,3709

11

Белгородэнерго

0,0837

Тел

./

факс

: +7 (495) 117-73-67, 

е

-mail: svu@compltec.ru, www.compltec.ru

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ


Читать онлайн

Существующая методика оценки деятельности электросетевых компаний на основе анализа отчетных данных об аварийности (то есть отчетных данных о фактической надежности электроснабжения конечных потребителей) может привести к неверным выводам. Причина заключается в том, что показатели фактической надежности объективно по сути случайные величины, зависящие от воздействий окружающей среды (ветер, гололед, гроза, падение деревьев, наезды автотранспорта, набросы на провода и т.п.).

Поделиться:

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Повышение эффективности почасового прогнозирования электропотребления с помощью моделей машинного обучения на примере Иркутской энергосистемы. Часть 2

Управление сетями / Развитие сетей Энергоснабжение / Энергоэффективность Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция
Томин Н.В. Корнилов В.Н. Курбацкий В.Г.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Превентивное управление нагрузкой в сетях 0,4 кВ в целях предотвращения возникновения аварийных ситуаций

Управление сетями / Развитие сетей Энергоснабжение / Энергоэффективность Релейная защита и автоматика
Удинцев Д.Н. Милованов П.К. Зуев А.И.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Принципы формирования цифровой платформы для управления надежностью распределительных электрических сетей в современных условиях эксплуатации

Управление сетями / Развитие сетей Энергоснабжение / Энергоэффективность Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция
Крупенев Д.С. Пискунова В.М. Гальфингер А.Г.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Новые технологии удаленного мониторинга и энергоэффективности электрооборудования сетей

Энергоснабжение / Энергоэффективность Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция Диагностика и мониторинг
ООО «Сименс»
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Обеспечить равные возможности для всех при справедливом распределении ответственности

Интервью Управление производственными активами / Техническое обслуживание и ремонты / Подготовка к ОЗП Энергоснабжение / Энергоэффективность
Интервью с Председателем Комитета по энергетике Государственной Думы Завальным П.Н.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»