14
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
1(8),
май
2018
Переход
распределительных
сетей
6–20
кВ
к
цифровым
активно
-
адаптивным
сетям
с
распределенной
системой
автоматизации
Максим
МОИСЕЕВ
,
заместитель
гене
-
рального
директора
–
руководитель
электро
-
сетевых
проектов
ООО
«
Транс
ЭнергоСнаб
»
Статья
посвящена
описанию
реализации
и
краткому
анали
-
зу
первых
результатов
пилотного
проекта
автоматизации
распределительных
сетей
среднего
класса
напряжения
воз
-
душного
исполнения
в
Калининградской
области
.
В
настоя
-
щее
время
в
электросетевом
комплексе
активно
внедряют
-
ся
решения
по
повышению
надежности
энергоснабжения
потребителей
,
основанные
на
применении
пунктов
авто
-
матического
секционирования
,
создании
кольцевых
схем
,
дистанционного
управления
коммутационными
аппарата
-
ми
.
Данная
статья
дает
возможность
читателю
кратко
озна
-
комиться
с
конкретным
проектом
,
оценить
эффективность
внедрения
мероприятий
,
а
также
познакомиться
с
методи
-
ческими
основами
оценки
надежности
энергоснабжения
.
Цифровые
сети
В
оздушные
распределительные
сети
6–20
кВ
явля
-
ются
наиболее
распространенными
по
количеству
и
протяженности
в
электрических
сетях
Российской
Федерации
и
занимают
значительную
долю
от
объ
-
емов
обслуживания
для
электросетевых
компаний
.
Для
данных
сетей
различных
регионов
страны
характер
-
ны
следующие
типовые
проблемы
:
–
существенная
величина
недоотпуска
электрической
энергии
при
аварийных
и
плановых
отключениях
;
–
существенное
количество
времени
на
локализацию
,
поиск
и
устранение
повреждения
;
–
относительно
низкая
надежность
электроснабжения
потребителей
;
–
значительное
количество
нарушений
электроснабжения
из
-
за
повреждений
на
абонентских
участках
сети
;
–
низкий
уровень
наблюдаемости
и
управляемости
.
Существующие
сети
в
основном
оснащены
нетелемеха
-
низированными
аппаратами
с
ручным
местным
управлени
-
ем
(
разъединители
,
выключатели
нагрузки
).
При
локализации
аварийных
событий
в
такой
сети
на
-
блюдается
следующая
ситуация
:
–
на
время
отключения
все
потребители
фидера
теряют
электроснабжение
(
за
исключением
потребителей
,
осна
-
щенных
резервными
источниками
электроснабжения
,
доля
которых
обычно
не
превышает
5%);
–
все
операции
по
выделению
поврежденного
участка
и
подаче
питания
от
резервного
источника
производятся
вручную
с
перемещением
вдоль
воздушной
линии
на
существенные
расстояния
;
–
в
локализации
и
поиске
места
повреждения
задействует
-
ся
большое
количество
персонала
и
техники
;
–
необходима
постоянная
связь
с
диспетчерским
пунктом
.
Одним
из
способов
повышения
надежности
электро
-
снабжения
в
воздушных
распределительных
сетях
6–20
кВ
является
секционирование
линии
дистанционно
управля
-
емыми
коммутационными
аппаратами
.
Эффективно
ис
-
пользовать
возможности
секционирования
позволяет
пункт
автоматического
секционирования
и
автоматического
ввода
15
резерва
(
АВР
)
воздушных
и
воздушно
-
кабельных
линий
—
реклоузер
.
Коммутационные
аппараты
данного
класса
позволя
-
ют
создавать
автоматизированные
системы
управления
ремонтными
и
аварийными
режимами
работы
распреде
-
лительных
сетей
,
что
в
свою
очередь
позволяет
повысить
надежность
электроснабжения
потребителей
,
сократить
за
-
траты
на
обслуживание
линий
,
автоматизировать
процессы
поиска
поврежденного
участка
и
дистанционно
управлять
сетевыми
переключениями
.
Кроме
того
,
функция
многократ
-
ного
автоматического
повторного
включения
(
АПВ
)
позволя
-
ет
в
разы
снизить
количество
отключений
при
неустановив
-
шихся
повреждениях
на
воздушных
линиях
.
При
повреждении
на
любом
из
участков
схемы
отключа
-
ется
ближайший
к
месту
повреждения
аппарат
на
линии
или
/
и
головной
выключатель
,
тем
самым
выделяя
поврежденный
участок
и
восстанавливая
электроснабжение
на
неповреж
-
денных
участках
путем
автоматической
подачи
питания
от
резервного
источника
(
другая
секция
того
же
центра
питания
или
другой
центр
питания
110
кВ
).
Благодаря
интеграции
ком
-
мутационных
аппаратов
в
систему
диспетчерского
управле
-
ния
,
персонал
на
уровне
района
электрической
сети
(
РЭС
)
или
диспетчерского
центра
предприятия
электрических
сетей
(
ПЭС
)
идентифицирует
поврежденный
участок
и
адресно
направляет
туда
оперативную
бригаду
.
Таким
образом
,
при
-
менение
реклоузеров
совместно
со
SCADA-
системами
позво
-
ляет
существенно
увеличить
степень
управляемости
сети
(
ее
ремонтными
,
аварийными
и
послеаварийными
процессами
),
иметь
актуальную
информацию
о
состоянии
коммутационных
аппаратов
в
сети
и
их
работе
.
По
результатам
успешной
опытной
эксплуатации
первого
реклоузера
на
ВЛ
15
кВ
15-09
Мамоновского
РЭС
в
2007–2009
годах
для
решения
вышеуказанных
актуаль
-
ных
проблем
в
АО
«
Янтарьэнерго
»
в
2010
году
была
раз
-
работана
Программа
автоматизации
распределительных
электрических
сетей
6–15
кВ
.
В
рамках
данной
программы
устанавливались
еди
-
ничные
аппараты
для
решения
локальных
проблем
РЭС
на
конкретных
участках
фидеров
с
организацией
дистан
-
ционного
управления
в
SCADA-
системе
первоначальной
версии
.
После
получения
АО
«
Янтарьэнерго
»
первых
успешных
результатов
было
принято
решение
о
реализации
пилотного
проекта
,
который
впоследствии
трансформировался
в
про
-
ект
«
Цифровой
РЭС
».
Первым
шагом
был
выбор
пилотной
зоны
.
Были
рассмо
-
трены
все
возможные
варианты
.
Мамоновский
и
Багратио
-
новский
РЭС
имели
существенные
преимущества
по
срав
-
нению
с
остальными
районами
:
–
географически
смежные
и
самые
технологически
гото
-
вые
в
части
внедрения
систем
распределенной
автома
-
тизации
;
–
персонал
максимально
технически
,
организационно
и
психологически
готов
к
реализации
проекта
;
–
имеется
опыт
установки
реклоузеров
собственным
персоналом
(
до
реализации
данного
проекта
все
рекло
-
узеры
в
АО
«
Янтарьэнерго
»
устанавливались
собствен
-
ными
персоналом
).
Пилотная
зона
,
как
показано
на
рисунке
1,
с
севера
огра
-
ничена
территорией
города
Калининграда
,
с
юга
—
Поль
-
Рис
. 1.
Пилотная
зона
Smart Grid
АО
«
Янтарьэнерго
»:
Мамоновский
и
Багратионовский
РЭС
16
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
1(8),
май
2018
шей
,
с
запада
—
Вислинским
заливом
.
На
территории
об
-
служивания
данных
РЭС
присутствует
максимальный
набор
метеорологических
условий
:
от
континентальных
до
при
-
морских
районов
.
Так
Мамоновский
РЭС
«
встречает
»
все
шторма
и
ураганы
при
западных
ветрах
с
Балтийского
моря
.
Целью
пилотного
проекта
являлась
отработка
на
приме
-
ре
выделенного
участка
сети
базовых
технологий
Smart Grid
(
примечание
:
в
данной
статье
идет
речь
только
о
системе
распределенной
автоматизации
)
для
распределительных
сетевых
компаний
,
направленных
на
достижение
целевых
показателей
функционирования
распределительного
сете
-
вого
комплекса
для
последующего
тиражирования
положи
-
тельного
эффекта
,
а
также
создания
инициатив
для
коррек
-
тировки
действующих
технических
регламентов
.
Задачи
проекта
:
–
радикальное
улучшение
показателей
надежности
(
повы
-
шение
надежности
электроснабжения
потребителей
за
счет
снижения
средней
частоты
появлений
повреждений
в
системе
SAIFI
и
среднего
времени
продолжительности
повреждения
системы
SAIDI);
–
повышение
наблюдаемости
и
управляемости
распре
-
делительных
сетей
за
счет
внедрения
дистанционной
управляемых
и
наблюдаемых
коммутационных
аппара
-
тов
как
на
центрах
питания
,
так
и
непосредственно
на
воздушных
линиях
;
–
снижение
эксплуатационных
затрат
и
повышение
про
-
изводительности
труда
эксплуатационного
персонала
(
в
том
числе
исключение
из
схем
распределительных
сетей
оборудования
,
имеющего
относительно
низкую
надежность
и
высокую
трудоемкость
обслуживания
);
–
повышение
качества
принятия
управленческих
решений
(
в
том
числе
оптимизация
функций
оперативно
-
техноло
-
гического
управления
на
уровне
РЭС
);
–
кратное
снижение
недоотпуска
электрической
энергии
;
–
подготовка
аналитического
материала
для
формирова
-
ния
предложений
по
корректировке
действующих
экс
-
плуатационных
и
ремонтных
регламентов
.
Объектом
анализа
достижения
целевых
показателей
яв
-
лялась
распределительная
сеть
15
кВ
Мамоновского
и
Ба
-
гратионовского
РЭС
с
характеристиками
(
на
начало
реали
-
зации
проекта
),
представленными
в
таблице
1.
Чтобы
проверить
насколько
пилотный
проект
повысит
надежность
электроснабжения
,
был
выполнен
расчет
пока
-
зателей
надежности
распределительной
сети
15
кВ
.
Согласно
техническому
предложению
по
реализации
схемных
решений
,
расчетными
целевыми
показателями
проекта
определены
:
–
снижение
SAIFI
на
73,4%;
–
снижение
SAIDI
на
58,8%.
Расчет
показателей
надежности
распределительной
сети
до
модернизации
производился
на
основании
данных
по
аварийным
отключениям
и
регламентным
работам
по
техническому
обслуживанию
и
ремонту
(
ТОиР
)
Багратионов
-
ского
и
Мамоновского
РЭС
.
К
анализу
принимались
события
длительностью
более
5
минут
.
Расчет
показателей
надеж
-
ности
производился
отдельно
для
аварийных
и
плановых
отключений
.
Получены
следующие
данные
по
повреждаемости
сети
по
состоянию
за
2013
год
:
–
удельная
повреждаемость
(
после
первого
АПВ
) — 0,17
аварий
/
км
/
год
.
–
средняя
длительность
устранения
аварии
— 4
ч
.
Характеристики
типового
фидера
15
кВ
(
средние
по
двум
РЭС
):
–
длина
— 15,5
км
;
–
количество
ТП
15/0,4
кВ
всего
— 12
шт
.;
–
количество
ТП
15/0,4
кВ
АО
«
Янтарьэнерго
» — 8,3
шт
.;
–
количество
РП
15
кВ
— 0,3
шт
.
Схема
типового
фидера
до
модернизации
показана
на
рисунке
2.
Показатели
надежности
для
типового
фидера
до
модер
-
низации
приведены
в
таблице
2.
Табл
. 1.
Характеристика
объекта
автоматизации
Показатель
Количество
Количество
питающих
подстанций
110–330
кВ
5
шт
.
Количество
РП
15
кВ
12
шт
.
Количество
фидеров
39
шт
.
Общая
длина
воздушных
линий
606
км
Общая
длина
кабельных
линий
35
км
Количество
ТП
15/0,4
кВ
459
шт
.
Количество
линейных
разъединителей
54
шт
.
Количество
отпаечных
разъединителей
74
шт
.
Табл
. 2.
Показатели
надежности
распределительной
сети
до
модернизации
Показатель
Аварийные
Плановые
Общие
SAIFI,
откл
./
год
1,99
9,31
11,3
SAIDI,
ч
/
год
9,86
19,65
29,51
Рис
. 2.
Схема
типового
фидера
до
модернизации
Цифровые
сети
17
Расчет
показателей
надежности
распределительной
сети
после
модернизации
выполнялся
по
формулам
(1–13)
согласно
нижеприведенной
методике
.
Шаг
1:
Предварительный
расчет
исходных
данных
.
Определение
количества
и
длительности
отключений
Операция
выполняется
для
каждого
из
фидеров
.
Дан
-
ные
получаются
из
оперативного
журнала
,
отдельные
(
не
-
обходимые
)
уточнения
—
со
слов
оперативного
персонала
.
Собранные
данные
по
количеству
отключений
за
не
-
сколько
лет
необходимо
усреднить
для
каждого
из
фиде
-
ров
по
формуле
:
n
средн
= (
n
1
+
n
2
+
n
i
+ ... +
n
N
) /
N
, (1)
где
n
i
—
количество
отключений
за
рассматриваемый
год
;
N
—
количество
лет
,
за
которые
имеются
исходные
данные
(
желательно
не
менее
5
лет
).
t
средн
= (
t
1
+
t
2
+
t
i
+ ... +
t
N
) /
N
, (2)
где
t
i
—
среднее
время
перерыва
электроснабжения
на
одно
отключение
за
рассматриваемый
год
;
N
—
количество
лет
,
за
которые
имеются
исходные
данные
(
желательно
не
ме
-
нее
5
лет
).
Использование
ручного
повторного
включения
(
РПВ
)
фидера
Считаем
,
что
оперативно
-
выездная
бригада
(
ОВБ
)
или
постоянный
персонал
подстанции
всегда
выполняет
РПВ
фидера
после
аварийного
отключения
перед
выездом
на
линию
.
Использование
автоматического
повторного
включения
(
АПВ
)
фидера
Данные
об
успешности
использовании
АПВ
на
головном
выключателе
необходимы
,
чтобы
определить
реальную
по
-
вреждаемость
фидера
ввиду
достаточно
высокой
эффектив
-
ности
АПВ
при
устранении
неустойчивых
повреждений
на
ВЛ
.
Данные
об
использовании
АПВ
фидера
обычно
находят
-
ся
в
следующих
документах
:
•
карта
уставок
подстанции
;
•
оперативный
журнал
;
•
журнал
аварийных
отключений
.
Дополнительно
следует
убедиться
,
что
на
фидере
,
где
АПВ
есть
,
оно
не
выведено
из
работы
.
В
случае
,
если
под
-
тверждений
работы
АПВ
на
выключателе
нет
,
то
считаем
,
что
АПВ
отсутствует
или
выведено
из
работы
.
Шаг
2:
Расчет
среднего
коэффициента
загрузки
Расчет
коэффициента
загрузки
производится
для
каждо
-
го
из
радиальных
фидеров
,
которые
объединяются
в
кольцо
.
В
качестве
исходной
информации
используются
данные
о
максимальном
токе
нагрузки
за
отчетный
период
:
–
результаты
замеров
летнего
и
зимнего
макси
мума
;
–
результата
замера
нагрузки
каждый
месяц
;
–
режим
питания
фидера
,
при
котором
получены
резуль
-
таты
замеров
:
до
точки
нормального
разрыва
сети
или
с
учетом
смежных
фидеров
.
Формула
для
расчета
коэффициента
загрузки
:
k
з
=
I
НАГР
/
I
НОМ
,
(3)
где
I
НАГР
—
максимальный
ток
нагрузки
по
первичным
до
-
кументам
;
I
НОМ
—
сумма
номинальных
токов
трансфор
-
маторных
подстанций
фидера
.
Номинальный
ток
рассчитывается
по
формуле
:
I
НОМ
=
S
НОМ
/(
√
3
U
НОМ
),
где
S
НОМ
—
номинальная
мощность
трансформатора
;
U
НОМ
—
номинальное
напряжение
.
Шаг
3:
Определение
реального
количества
отключений
линии
Перед
вводом
средней
плотности
аварий
требует
ся
вы
-
полнить
корректировку
количества
отключений
.
Корректировка
выполняется
,
исходя
из
следующих
усло
-
вий
:
–
успешные
включения
фидера
от
АПВ
не
фиксируются
;
–
первые
успешные
РПВ
не
фиксируются
.
Корректировка
выполняется
для
каждого
фидера
от
-
дельно
по
формуле
:
n
КОРР
=
n
средн
/ (1 –
k
АПВ
1
), (4)
где
n
средн
—
количество
отключений
линии
по
исходным
данным
(
усредненное
за
несколько
лет
),
шт
./
год
;
n
КОРР
—
скорректированное
количество
отключений
линии
,
шт
./
год
;
k
АПВ
1
—
вероятность
устранения
повреждений
действи
-
ем
однократного
АПВ
или
первого
РПВ
,
о
.
е
.
Принимаем
вероятность
успешной
работы
АПВ
1
или
первого
РПВ
k
АПВ
1
= 0,6,
то
есть
60%.
Шаг
4:
Расчет
средней
плотности
аварий
Средняя
плотность
аварий
для
целого
фидера
рассчи
-
тывается
по
формуле
:
w
0
=
n
КОРР
/
L
, (5)
где
w
0
—
повреждаемость
,
откл
./
км
/
год
;
n
КОРР
—
скорректиро
-
ванное
количество
аварийных
отключений
фидера
,
шт
./
год
;
L
—
протяженность
фидера
со
всеми
отпайками
,
км
.
Опре
-
деляется
по
однолинейной
схеме
или
с
использованием
гео
-
информационных
систем
.
Шаг
5:
Расчет
индексов
SAIFI, SAIDI
исходной
сети
Для
расчета
SAIFI, SAIDI
кольцевого
фидера
исполь
-
зуются
данные
о
SAIFI, SAIDI
радиальных
фидеров
,
кото
-
рые
предполагается
объединить
в
кольцо
.
Расчет
показателя
SAIFI
выполнятся
по
формуле
:
SAIFI
объед
= (SAIFI
1
∙
N
1
+ SAIFI
2
∙
N
2
) / (
N
1
+
N
2
),
(6)
18
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
1(8),
май
2018
где
SAIFI
1
, SAIFI
2
—
индексы
SAIFI
первого
и
второго
фиде
-
ров
;
N
1
,
N
2
—
количество
потребителей
,
которые
подключе
-
ны
к
первому
и
второму
фидеру
.
Расчет
показателя
SAIDI
выполнятся
по
формуле
:
SAIDI
объед
= (SAIDI
1
∙
N
1
+ SAIDI
2
∙
N
2
) / (
N
1
+
N
2
), (7)
где
SAIDI
1
, SAIDI
2
—
индексы
SAIDI
первого
и
второго
фиде
-
ров
;
N
1
,
N
2
—
количество
потребителей
,
которые
подключе
-
ны
к
первому
и
второму
фидеру
.
Шаг
6:
Расчет
повреждаемости
объединенного
фидера
Повреждаемость
объединенного
фидера
рассчитывает
-
ся
по
формуле
:
w
объед
= (
w
КОРР
1
∙
L
1
+
w
КОРР
2
∙
L
2
) / (
L
1
+
L
2
), (8)
где
w
КОРР
1
,
w
КОРР
2
—
скорректированные
удельные
повреж
-
даемости
фидеров
;
L
1
,
L
2
—
протяженность
(
магистраль
+
отпайки
)
фидеров
1
и
2.
Шаг
7:
Расчет
времени
восстановления
электроснабжения
объединенного
фидера
Для
дальнейших
расчетов
требуется
ввести
параметр
«
среднее
время
ликвидации
аварии
»,
которое
рассчитыва
-
ется
по
формуле
:
t
объед
= (SAIDI
объед
/ SAIFI
объед
)
∙
k
, (9)
где
SAIDI
объед
и
SAIFI
объед
рассчитаны
на
шаге
5;
k
—
коэффи
-
циент
,
учитывающий
сокращение
времени
восстановления
электроснабжения
за
счет
локализации
места
аварии
при
автоматическом
секционировании
ВЛ
,
рекомендуется
при
-
нимать
0,6.
Шаг
8:
Определение
требуемого
количества
аппаратов
для
секционирования
При
определении
требуемого
количества
аппаратов
для
реконструкции
сети
принимаем
,
что
на
выключателях
в
цен
-
трах
питания
введено
двукратное
АПВ
.
Последовательность
действий
:
1.
Задать
значение
показателя
SAIFI,
которое
требуется
обеспечить
в
сети
после
реконструкции
.
2.
Рассчитать
значение
показателя
SAIFI
0
(
для
исходной
сети
),
используя
схемы
существующих
радиальных
фидеров
.
При
расчете
показателя
SAIFI
0
необходимо
задать
двукратное
АПВ
на
выключателях
в
центре
пита
-
ния
.
3.
Рассчитать
индекс
RNRE
по
формуле
:
RNRE = 1 – SAIFI / SAIFI
0
, (10)
где
SAIFI
0
—
показатель
исходной
сети
; SAIFI —
пока
-
затель
модернизированной
сети
,
который
необходимо
обеспечить
реконструкцией
.
4.
По
таблице
3
и
рассчитанному
индексу
RNRE,
опреде
-
лить
количество
реклоузеров
,
которое
рекомендуется
к
установке
.
Если
индекс
RNRE
получился
равным
0,33
или
менее
,
то
установка
реклоузеров
на
данном
фидере
не
требуется
.
Шаг
9:
Критерий
для
выбора
мест
установки
Минимальное
значение
показателя
SAIFI
достигается
при
равномерном
распределении
секционирующих
аппа
-
ратов
по
трассе
линии
.
Это
означает
,
что
при
выборе
мест
установки
необходимо
стремиться
к
тому
,
чтобы
выполня
-
лось
примерное
равенство
:
N
i
∙
L
i
≈
const
, (11)
где
N
i
—
количество
потребителей
,
подключенных
к
участ
-
ку
i
;
L
i
—
суммарная
протяженность
линии
с
отпайками
на
участке
i
.
Последовательность
расчета
:
1.
Выполнить
расчет
N
0
∙
L
0
для
исходной
схемы
,
где
N
0
—
количество
потребителей
в
исходной
схеме
,
L
0
—
про
-
тяженность
линий
с
отпайками
.
2.
Определить
количество
участков
,
которые
получаются
в
результате
установки
реклоузеров
:
i
=
R
+ 1,
(12)
где
R
—
количество
реклоузеров
,
посчитанное
на
шаге
8.
3.
Рассчитать
рекомендуемое
значение
N
i
∙
L
i
для
фиде
-
ров
,
которые
предполагается
объединить
в
кольцо
:
N
i
∙
L
i
=
N
0
L
0
/ (
R
+ 1)
2
.
(13)
ARIE — Average Reconstruction Investment Ef
fi
ciency
(
средняя
эффективность
инвестиций
на
реконструкцию
)
характеризует
,
сколько
требуется
вложить
инвестиций
в
ре
-
конструкцию
для
увеличения
RNRE
на
1%.
ARIE = INV / RNRE,
где
INV —
требуемые
инвестиции
на
реконструкцию
,
тыс
.
руб
.
без
НДС
.
При
этом
итоговое
место
установки
конкретного
аппара
-
та
уточняется
«
по
месту
»
с
учетом
целого
ряда
факторов
,
наиболее
значимые
из
которых
следующие
:
–
географическое
расположение
и
особенности
местности
;
–
подъездные
пути
;
–
устойчивость
сигнала
оператора
сотовой
связи
;
–
значимость
потребителей
на
разделяемых
участках
сети
;
Табл
. 3.
Значения
индекса
RNRE
для
кольцевых
и
радиальных
фидеров
Тип
сети
Количество
реклоузеров
2
3
4
5
6
Кольцевой
фидер
0,33
0,50
0,60
0,67
0,71
Цифровые
сети
19
–
наличие
абонентских
сетей
,
в
том
числе
абонентских
участков
в
магистралях
автоматизируемых
ВЛ
;
–
перспектива
развития
сети
и
планы
по
технологиче
-
скому
присоединению
;
–
наличие
кабельных
участков
в
линии
.
В
рамках
пилотного
проекта
в
Мамоновском
и
Багра
-
тионовском
РЭС
АО
«
Янтарьэнерго
»
были
выполнены
следующие
мероприятия
.
1.
Выполнен
ретрофит
ячеек
ВЛ
15
кВ
на
ПС
110
кВ
:
произведена
замена
31
масляного
выключателя
на
вакуумные
,
которые
не
требуют
обслуживания
в
течение
25
лет
,
в
качестве
измерительных
пре
-
образователей
применены
комбинированные
дат
-
чики
тока
и
напряжения
,
применены
контроллеры
присоединения
,
совмещающие
в
себе
функции
блока
управления
выключателем
и
терминала
РЗА
(
данное
оборудование
позволяет
обеспечить
двукратное
автоматическое
повторное
включение
и
дистанционное
управление
) (
рисунок
3).
2.
Установлены
42
интеллектуальных
коммутацион
-
ных
аппарата
на
ВЛ
15
кВ
,
которые
в
случае
аварии
выделяют
поврежденный
участок
и
обеспечивают
автоматическую
подачу
резервного
питания
на
неповрежденные
участки
сети
.
В
рамках
проекта
был
разработан
одноопорный
комплект
установки
реклоузера
,
в
том
числе
на
существующую
проме
-
жуточную
железобетонную
опору
ВЛ
(
после
прове
-
дения
инструментального
обследования
и
получе
-
ния
соответствующего
заключения
) (
рисунок
4).
3.
Установлены
SCADA-
системы
уровня
РЭС
,
кото
-
рые
позволяют
дистанционно
управлять
коммута
-
ционными
аппаратами
в
сети
,
получать
информа
-
цию
об
аварийных
отключениях
круглосуточно
.
Данные
системы
в
ходе
проекта
были
доработаны
и
оптимизи
-
рованы
непосредственно
под
нужды
персонала
района
электрической
сети
(
рисунок
5).
4.
Из
схемы
сети
15
кВ
исключены
12 «
сельских
»
РП
15
кВ
с
устаревшим
оборудованием
,
не
оснащенных
системами
телемеханики
и
оперативного
тока
,
на
которые
ранее
при
технологических
нарушениях
требовался
выезд
персонала
для
переключений
вручную
.
Показатели
надежности
распределительной
сети
после
мо
-
дернизации
приведены
в
таблице
4.
Рис
. 3.
Пример
ретрофита
ячей
-
ки
КРУ
типа
CSIM
Рис
. 4.
Примеры
установки
реклоузеров
(
одноопорный
и
двухопорный
комплекты
)
Табл
. 4.
Показатели
надежности
после
модернизации
Показатель
Аварийные
Плановые
Общие
SAIFI,
откл
./
год
2,06
2,43
4,5
SAIDI,
ч
/
год
2,89
10,15
13,04
Рис
. 5.
Экран
АРМ
SCADA-
системы
в
Багратионовском
РЭС
20
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
1(8),
май
2018
9,75
2,49
21,82
10,23
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
До
После
SAIFI
SAIDI
Рис
. 6.
Показатели
надежности
до
и
после
модернизации
Табл
. 5.
Показатели
надежности
до
и
после
модернизации
Показатель
До
модернизации
После
модернизации
Аварийные
Плановые
Общие
Аварийные
Плановые
Общие
Фактические
показатели
SAIFI
1,99
9,31
11,3
2,06
2,43
4,5
SAIDI
9,86
19,65
29,51
2,89
10,15
13,04
Удельные
показатели
SAIFI
0,44
9,31
9,75
0,06
2,43
2,49
SAIDI
2,17
19,65
21,82
0,08
10,15
10,23
В
таблице
5
приведены
результаты
расчета
факти
чес
-
ких
и
удельных
показателей
надежности
до
и
после
модер
-
низации
.
На
рисунке
6
приведен
график
изменения
показателей
надежности
до
и
после
модернизации
.
Снижение
SAIFI
и
SAIDI
за
отчетный
период
составило
74,5%
и
53,1%
соответственно
(
при
заявленных
целевых
по
-
казателях
73,4%
и
58,8%).
По
результатам
расчета
можно
увидеть
некоторое
от
-
клонение
от
заявленных
целевых
показателей
(5,7%
по
по
-
казателю
SAIDI).
Это
связано
с
несколькими
факторами
:
1.
Расчет
показателей
надежности
до
модернизации
по
модели
усредненного
фидера
вносит
некоторую
погреш
-
ность
.
2.
При
расчете
плановых
показателей
надежности
до
мо
-
дернизации
учитывались
отключения
,
связанные
только
с
планово
-
предупредительными
ремонтами
элементов
сети
(
в
соответствии
с
графиком
).
В
ходе
эксплуатации
оборудования
также
возникает
необходимость
в
ремон
-
те
и
обслуживании
«
по
состоянию
».
На
данном
этапе
целесообразно
было
оценить
снижение
удельных
аварийных
показателей
надежности
и
сравнить
их
с
целевыми
(
таблица
6).
На
рисунке
7
приведен
график
значений
показателей
на
-
дежности
на
основе
данных
таблицы
6.
Снижение
аварийных
SAIFI
и
SAIDI
за
отчетный
период
составило
87,2%
и
96,4%
соответственно
(
при
заявленных
целевых
показателях
71,86%
и
73,3%).
При
этом
важно
сформулировать
первые
достигнутые
положительные
результаты
кроме
показателей
надежности
:
1.
Наблюдается
существенное
снижение
количества
обе
-
сточенных
потребителей
при
локализации
поврежденно
-
го
участка
—
вместо
20–30
трансформаторных
подстан
-
ций
отключается
7–10,
соответственно
вместо
2–3
тысяч
при
аварии
остаются
обесточенными
500–900
человек
.
2.
Время
обесточения
потребителей
снизилось
с
почти
5,5
часов
в
2013
году
до
около
1
часа
в
2016
году
.
3.
Зафиксировано
снижение
недоотпуска
электроэнергии
при
аварийных
отключениях
на
59,7%,
при
плановых
от
-
ключениях
на
15,02%.
Табл
. 6.
Аварийные
показатели
надежности
до
и
после
модернизации
Показатель
До
После
(
план
)
После
(
факт
)
SAIFI,
откл
./
год
0,44
0,12
0,06
Снижение
SAIFI, %
–
71,86
87,2
SAIDI,
ч
/
год
2,17
0,58
0,08
Снижение
SAIDI, %
–
73,3
96,4
0,44
0,12
0,06
2,17
0,58
0,08
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
До После
(план) После
(факт)
SAIFI
SAIDI
Рис
. 7.
Удельные
аварийные
показатели
надежности
до
и
после
модернизации
Цифровые
сети
Оригинал статьи: Переход распределительных сетей 6–20 кВ к цифровым активно-адаптивным сетям с распределенной системой автоматизации
Статья посвящена описанию реализации и краткому анализу первых результатов пилотного проекта автоматизации распределительных сетей среднего класса напряжения воздушного исполнения в Калининградской области. В настоящее время в электросетевом комплексе активно внедряются решения по повышению надежности энергоснабжения потребителей, основанные на применении пунктов автоматического секционирования, создании кольцевых схем, дистанционного управления коммутационными аппаратами. Данная статья дает возможность читателю кратко ознакомиться с конкретным проектом, оценить эффективность внедрения мероприятий, а также познакомиться с методическими основами оценки надежности энергоснабжения.
