Перевод сети в режим надежности: типовые решения немедленного действия в воздушных распределительных сетях

Действующие производственные программы электросетевых компаний ориентированы преимущественно на классическое строительство и реконструкцию линий и подстанций. Эффект от них становится заметен потребителю только спустя год и более. В статье рассмотрен альтернативный подход к повышению надежности электроснабжения — за счет типовых решений схемной надежности, не требующих классического проектирования (ПИР) и вывода оборудования в капитальный ремонт (СМР). На основе теории надежности сети и статистики повреждаемости выделены шесть уровней (сценариев) применения интеллектуальных коммутационных аппаратов и автоматизации; для каждого из них расчетным путем подтвержден эффект снижения показателя SAIDI — от 30% до 85% относительно исходного состояния сети.

Смищенко-Миронов Ю.А., заместитель генерального директора по взаимодействию с сетевыми компаниями ООО «Таврида Электрик»

ПРОБЛЕМА: ПРОГРАММЫ ЕСТЬ, ЭФФЕКТ ОТЛОЖЕН

Ежегодные производственные программы электросетевых компаний — инвестиционная программа развития (ИПР) и программа повышения надежности (ППН) — формируются и выполняются регулярно, однако на уровне дочерних и зависимых обществ (ДЗО) накопился системный разрыв между объемом мероприятий и их влиянием на показатели надежности для конечного потребителя.

Причина — в структуре программ: ИПР исторически ориентирована на классическое строительство (протяженные титулы — подстанции, реконструкция центров питания, новые линии), а мероприятия ППН планируются точечно, без сквозной оценки вклада в сетевой эффект. Цикл реализации типового титула складывается из последовательных этапов: ПИР (6–9 месяцев), закупка (3–4 месяца), СМР с выводом оборудования в ремонт (3–6 месяцев), поэтому от решения до эффекта у потребителя проходит более 12 месяцев. При этом строительство центра питания без преобразования топологии распределительной сети и ее усиления, как правило, не дает эффекта для конечных потребителей. Одновременно часть потенциала по оптимизации сроков и затрат остается незадействованной: хозяйственный способ работ используется ограниченно. Наблюдаемость сети 6–35 кВ, где формируется основная доля отключений, как правило, отсутствует.

ЭЛЕМЕНТНАЯ И СХЕМНАЯ НАДЕЖНОСТЬ: РАЗВИЛКА РЕШЕНИЯ

Повышение надежности электроснабжения можно обеспечить двумя принципиально разными путями.

Элементная надежность — замена физически изношенного оборудования: реконструкция подстанций и воздушных линий с переводом на защищенный провод, модернизация электроустановок с установкой малообслуживаемого оборудования, отложенная реконструкция линий электропередачи. Такой путь напрямую решает проблему износа сети, но требует полного цикла проектирования и капитального ремонта (ИПР или программы капитального ремонта, КПР) и сохраняет длительный цикл реализации.

Схемная надежность — изменение топологии и логики работы существующей сети: секционирование и автоматизация абонентских отпаек, применение селективной защиты от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ) и двукратного автоматического повторного включения (2АПВ), повышение наблюдаемости сети 6–35 кВ на основе предпроектного обследования и (в идеале) имитационного (математического) моделирования сети.

Именно схемная надежность в воздушных распределительных сетях — предмет настоящей статьи, поскольку она дает немедленный эффект при кратно меньших затратах и сроках, оставаясь при этом дополняемой элементной надежностью там, где степень износа оборудования требует замены.

ГДЕ НА САМОМ ДЕЛЕ ВОЗНИКАЮТ ОТКЛЮЧЕНИЯ

Теория надежности распределительных сетей 6–35 кВ и статистика аварийности дают три опорных наблюдения, определяющих, где необходимо вмешиваться в схему сети.

Порядка 80% аварийных отключений в воздушных распределительных сетях по своей природе неустойчивы и устраняются действием двукратного автоматического повторного включения (2АПВ). Повреждение исчезает после кратковременного снятия напряжения и не требует ремонта. Абонентские отпайки — линии к отдельным потребителям (в том числе находящиеся в собственности конечных потребителей) — вносят до 20% удельной повреждаемости сети. При этом их отключение приводит к погашению магистрали. Лесные массивы, как правило, не содержат потребителей, но из-за высокой плотности возникающих в них повреждений вносят значительный, часто определяющий вклад в показатель SAIDI.

Из этих наблюдений следует практический вывод: сеть «как она есть» — с единой зоной действия защиты магистрали и отпаек — реагирует на любое повреждение (в том числе неустойчивое, в лесном массиве или на отпайке) отключением протяженного участка линии с большим числом потребителей. Сеть «как она может быть» строится на автоматическом секционировании: интеллектуальные коммутационные аппараты выделяют поврежденный участок (магистраль, лесной массив, отпайку) в отдельную зону, так что отключение затрагивает только эту зону, а остальные потребители продолжают получать питание (рисунок 1).

ШЕСТЬ УРОВНЕЙ СХЕМНОЙ НАДЕЖНОСТИ

Расчеты на имитационной модели сети в программном комплексе GeoProject позволяют выделить шесть типовых сценариев применения схемной надежности и распределить их по уровням L1–L6, различающимся областью применения и эффектом. Для каждого уровня расчетным путем подтверждено снижение показателя SAIDI относительно исходного состояния сети с состоянием в 100%:

• L1 — ретрофит 6(10) кВ на отходящих линиях центра питания с выводом присоединения в ремонт (2АПВ устраняет неустойчивые повреждения по всей длине фидера);
• L2 — реклоузер 6(10) кВ на первой опоре (обеспечивает эффект, аналогичный L1, при невозможности ретрофита присоединения РУ 6(10) кВ);
• L3 — реклоузер 6(10) кВ на абонентских отпайках (повреждаемые отпайки перестают влиять на потребителей основной магистрали; дополнительно осуществляется контроль потребляемой мощности сверх заявленной в договорах технологического присоединения);
• L4 — реклоузер 6(10) кВ на лесных массивах (секционирование повреждаемого участка сохраняет питание потребителей за его пределами);
• L5 — реклоузер 35 кВ взамен морально устаревших выключателей СВ-35, ОДКЗ и ПСН (снимает риск отказа коммутационного аппарата и повышает элементную надежность узла);
• L6 — автокластеризация и цифровая модель сети (комплексный сценарий развития энергорайона, системно объединяющий предыдущие уровни).

По расчетам на имитационной модели сети уровень L5 обеспечивает снижение SAIDI на 15%, далее L3 (на 30%), L4 (на 40%), L1–L2 (до 55%); уровень L6 (на 70%) обеспечивает максимальный эффект как системный поэтапно реализуемый сценарий (рисунок 2).

Логика формирования портфеля мероприятий на очередной период предполагает следующую последовательность: база — уровни L1–L3, реализуемые массово и преимущественно хозяйственным способом; уровень L5 — там, где зафиксирован повышенный износ коммутационных аппаратов 35 кВ; уровень L4 — с учетом природных рисков конкретного региона (лесистость, ветровая и грозовая активность); уровень L6 — как комплексные проекты развития энергорайонов, реализуемые при поддержке региональных органов власти.

Практическая реализация решений опирается на единую линейку интеллектуального коммутационного оборудования и цифровых сервисов — Smartплатформу «Таврида Электрик» (0,4–35 кВ), объединяющую линейку датчиков (маломощные трансформаторы с диапазоном измерения токов 4–50 кА, класс точности напряжения 0,5%, коммерческий учет класса 0,5S, регистрация ОЗЗ от 0,1 А), контроллеры присоединений (РЗА, учет и ПКЭ в одном устройстве, дуговая защита от 0,4 кВ без наладки, шина ArcNet) и пользовательские интерфейсы с поддержкой всех необходимых протоколов для интеграции со SCADA, АРМ РЗА и АИИС КУЭ. Smart-платформа обеспечивает совместимость решений по схемной надежности L1–L6 с существующей диспетчерской и учетной инфраструктурой без дополнительных капиталовложений в интеграцию. Интеграция возможна даже при единичной модернизации присоединения РУ.

ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

L1, L2 — внедрение 2АПВ. Бóльшая часть повреждений на воздушных линиях электропередачи носит неустойчивый характер, поэтому внедрение функции двукратного автоматического повторного включения важно для повышения надежности сети. Для успешной реализации этой задачи требуются выключатели с высоким механическим и коммутационным ресурсом, применение типовых проектных решений, а также учет перспективного роста нагрузок без необходимости последующей системы измерения. При невозможности модернизации фидерного выключателя из-за неудовлетворительного состояния ячейки или нахождения подстанции вне баланса СТСО на первой опоре ВЛ монтируется отдельно стоящий реклоузер (рисунок 3).

Данный комплекс задач полностью реализуется на базе Smartплатформы «Таврида Электрик» за счет следующих свойств:

• высокий коммутационный и механический ресурсы — вакуумные выключатели рассчитаны на выполнение до 50 000 циклов включения-отключения (В-О) при номинальном токе, что подтверждено протоколами испытаний аккредитованных лабораторий РФ и многолетним опытом эксплуатации;
• универсальные типовые решения — для выключателей разработана база из более чем 250 готовых вариантов встраивания во все типы ячеек КСО и КРУ, применяемых в РФ, для реклоузеров проработаны конструктивные решения для всех типовых проектов ВЛ;
• простой монтаж — конструктивное исполнение реклоузера или выключателя адаптировано для быстрой установки силами собственного эксплуатационного персонала;
• широкий динамический диапазон измерений — интегрированная система датчиков тока (от 10 А до 31 500 А для РЗА; от 0,5 А до 1920 А для коммерческого учета) и напряжения позволяет иметь один тип измерителей для любых нагрузочных и аварийных режимов без перенастройки, что открывает путь к формированию универсальной единой складской программы;
• высокая автономность — реклоузер штатно укомплектован встроенной аккумуляторной батареей, обеспечивающей нормальную работу в течение 30 часов после полной потери питания;
• интегрированный комплекс РЗА — Smart-платформа обладает развитым встроенным функционалом и большим набором алгоритмов, которые обеспечивают полную и всестороннюю защиту силового оборудования подстанции без установки дополнительных терминалов.

L3 — отключение абонентских отпаек. На абонентские отпайки приходится около 20% общей повреждаемости сети, а аварии на них приводят к отключению всех потребителей основной магистрали. При этом несанкционированное превышение заявленной нагрузки абонентами невозможно пресечь с помощью классических или навесных пунктов коммерческого учета. Для решения этих задач необходимы устройства с высоким механическим и коммутационным ресурсами, функцией учета электроэнергии и возможностью быстрого монтажа на опоры без индивидуального проектирования (рисунок 4).

Основные свойства Smart-платформы «Таврида Электрик» — единые для всей линейки и наследуются из L1–L2 как базового сценария. Для L3 задействуется дополнительный функционал:

• интегрированный коммерческий учет — система измерения обладает встроенной функцией учета электроэнергии, полностью легализованной на территории РФ (она внесена в Государственный реестр средств измерений и аттестована в ПАО «Россети», что позволяет вводить систему в коммерческую эксплуатацию сразу после завершения монтажа);
• управление лимитами мощности — программно-аппаратный функционал платформы позволяет контролировать текущее потребление на соответствие техническим условиям подключения заявителя и обеспечивает оперативное выявление и пресечение несанкционированного превышения потребляемой мощности.

L4 — реклоузер на лесных массивах. Воздушные линии, проходящие по лесным массивам, характеризуются высокой аварийностью из-за падения деревьев, схлестывания проводов и прочих внешних воздействий. Для выделения таких участков требуются аппараты с высоким коммутационным ресурсом, РЗА с функцией сетевого АВР и возможностью быстрого монтажа (рисунок 5).

Для L4 используется дополнительная функциональность:

• двустороннее измерение напряжения — аппарат штатно укомплектован двумя независимыми наборами датчиков напряжения (со стороны источника и со стороны линии); это позволяет использовать алгоритмы автоматического ввода резерва (АВР) для восстановления электроснабжения потребителей в обход поврежденного лесного участка.

L5 — реклоузер 35 кВ взамен морально устаревших выключателей СВ-35, ОДКЗ, ПСН. Модернизация изношенного оборудования 35 кВ на сельских подстанциях осложнена инфраструктурными ограничениями. Для реконструкции требуются решения, способные работать без строительства зданий ОПУ, обеспечивать автономность при отсутствии гарантированного оперативного тока, реализовывать полный спектр защит и монтироваться с минимальными затратами (рисунок 6).

Дополнительно к основным свойствам для L5 важны:

• децентрализованная архитектура — система управления реклоузером размещается в шкафу управлении на территории ОРУ рядом с выключателем, что полностью исключает необходимость наличия капитальных зданий общеподстанционных пунктов управления (ОПУ) для размещения внешних защит;
• адаптивность — конструктивное исполнение реклоузера позволяет монтировать аппарат на уже имеющиеся металлоконструкции при условии их удовлетворительного состояния, что снижает объем монтажных работ и сокращает время простоя присоединения.

L6 — автокластеризация и цифровая модель сети. Бóльшая часть программ повышения надежности сетевых компаний сфокусирована на обновлении отдельных элементов сети, что требует значительных капитальных затрат, не гарантирует целевой надежности и дает сильно отложенный во времени эффект. Для кардинального изменения ситуации необходим переход к решениям, которые обеспечивают прозрачное обоснование эффектов, гарантируют нормативные параметры качества и доступности электроснабжения, а также остаются простыми в эксплуатации (рисунок 7).

Данный комплекс задач полностью реализуется на базе Smartплатформы «Таврида Электрик»:

• имитационное моделирование — применение программного комплекса GeoProject в рамках автокластерной технологии позволяет создавать цифровые модели реальных распределительных сетей с автоматическим расчетом целевых показателей надежности (SAIFI, SAIDI) и параметров качества электроэнергии для обоснования эффективности инвестиций;
• автоматизированное кластерирование — архитектурные возможности платформы позволяют оперативно перестраивать топологию электрической сети в изолированные автоматизированные кластеры, обеспечивая достижение ее оптимальной и наиболее надежной конфигурации;
• интеллектуальное управление — использование полностью необслуживаемого первичного оборудования в сочетании со специализированным программным комплексом GeoSCADA упрощает диспетчеризацию за счет автоматического ведения журналов, поддержки при переключениях и формирования бланков переключения при выделении поврежденных участков или проведении ремонтных работ.

ВЫВОДЫ

Существенное повышение надежности в распределительных сетях достигается простыми и понятными техническими решениями, которые возможны и должны быть реализованы преимущественно хозяйственным способом. Для решения этой задачи необходимо применять оборудование, которое не требует индивидуального проектирования, обладает универсальной функциональностью на «все случаи жизни», типовые решения обеспечивают минимизацию затрат при проведении монтажных работ, а наладка сведена к минимуму. Такой подход позволяет сократить SAIDI от 30% до 85% за 1–3 месяца вместо 12 и более.

Ключевое отличие предлагаемого подхода от классического цикла модернизации (проектирование, закупка, СМР — 12 месяцев и более, фрагментарно) — скорость и масштабирование. Именно масштаб применения на тысячах объектов превращает точечные решения в мощный инструмент, который влияет на надежность и устойчивость работы сети.