38
Сравнительный анализ
мероприятий по повышению
надежности передачи
электрической энергии
в распределительных сетях
УДК
621.311.1
Надежность
электрических
сетей
—
способность
выполнять
функции
по
передаче
,
рас
-
пределению
и
снабжению
потребителей
электрической
энергией
в
требуемом
объеме
и
нормативного
качества
.
Данный
параметр
является
одним
из
основных
ключевых
показателей
деятельности
любой
электросетевой
компании
.
Подходы
,
применяемые
к
повышению
надежности
распределительных
электрических
сетей
,
нередко
носят
эмпирический
характер
,
в
итоге
не
принося
должного
эффекта
с
учетом
понесенных
затрат
.
В
статье
рассматривается
методика
формирования
мероприятий
по
повышению
надежности
воздушных
линий
6–10
кВ
как
наиболее
объемной
и
проблемной
составляю
-
щей
,
участвующей
в
процессе
передачи
электрической
энергии
.
Предлагаемые
расчеты
позволяют
сформировать
различные
подходы
к
выполнению
задач
по
повышению
на
-
дежности
,
начиная
от
реализации
мероприятий
по
повышению
элементной
надежности
и
заканчивая
рассмотрением
вариантов
повышения
сетевой
надежности
,
при
различных
уровнях
автоматизации
с
учетом
их
затратной
части
и
уровня
достижимого
эффекта
по
снижению
параметра
потока
отказов
и
продолжительности
отключений
.
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
Н
еобходимость
улучшения
каче
-
ства
жизни
общества
,
а
также
обеспечения
социально
-
эко
-
номического
развития
РФ
при
-
водит
к
совершенно
новым
вызовам
в
части
надежного
энергоснабжения
по
-
требителей
.
Для
количественной
оценки
уровня
надежности
в
[1]
определены
следую
-
щие
показатели
:
–
средняя
продолжительность
пре
-
кращения
передачи
электрической
энергии
на
точку
поставки
(SAIDI);
–
средняя
частота
прекращения
пере
-
дачи
электрической
энергии
на
точку
поставки
(SAIFI).
Распределительные
сети
РФ
харак
-
теризуются
достаточно
низкой
надеж
-
ностью
.
Согласно
[2]
на
2018
год
показа
-
тели
SAIDI
и
SAIFI
составляли
8,7
ч
/
год
и
2,3
откл
/
год
,
соответственно
.
Основными
причинами
низкой
на
-
дежности
являются
:
–
минимальная
наблюдаемость
сети
и
ручное
управление
режимами
ра
-
боты
;
–
радиальная
топология
построения
распределительной
сети
.
В
подавляющем
большинстве
элек
-
трические
сети
6–10
кВ
сельской
мест
-
ности
выполнены
воздушными
линиями
электропередачи
с
неизолированными
проводами
,
учитывая
прохождение
ВЛ
10(6)
кВ
по
лесным
массивам
,
лесопар
-
ковым
зонам
,
вдоль
лесополос
,
а
также
населенной
местности
,
где
многочис
-
ленные
деревья
являются
предметом
благоустройства
территории
,
влияние
падения
веток
и
деревьев
на
провода
ВЛ
10(6)
кВ
является
определяющим
фактором
снижения
надежности
элек
-
троснабжения
.
Подвергнуты
статистическому
ана
-
лизу
параметры
надежности
воздуш
-
ных
линий
6–10
кВ
с
неизолированны
-
ми
и
защищенными
проводами
:
частота
отказов
и
среднее
время
восстановле
-
ния
.
Показано
,
что
при
прочих
равных
условиях
переход
от
неизолированных
к
защищенным
проводам
приводит
к
за
-
метному
возрастанию
надежности
ли
-
ний
.
На
основании
этого
,
а
также
ряда
других
влияющих
факторов
рекомендо
-
вано
более
широкое
применение
воз
-
душных
линий
с
защищенными
прово
-
дами
в
сетях
среднего
напряжения
.
Гвоздев
Д
.
Б
.,
к
.
т
.
н
.,
доцент
,
первый
заместитель
генерального
директора
—
главный
инженер
ПАО
«
Россети
Московский
регион
»
Иванов
Р
.
В
.,
директор
Департамента
эксплуатации
сетей
0,4–20
кВ
ПАО
«
Россети
Московский
регион
»
Ключевые
слова
:
надежность
электроснабжения
,
элементная
надежность
,
сетевая
надежность
,
параметр
потока
отказов
,
эффективное
время
ликвидации
аварии
,
централизованная
автоматизация
,
децентрализованная
автоматизация
,
эффективность
инвестиций
39
Основные
причины
отключений
, %
ДКР
(
падение
дерева
,
веток
)
повреждения
на
абонентском
оборудовании
старение
изоляции
,
износ
погодные
причины
5
35
35
25
Рис
. 2.
Основные
причины
отключений
Рис
. 1.
Схема
сети
до
модернизации
ПС
-1
Р
-1
Р
-2
Р
-3
к
ПС
-2
1
уч
.
2
уч
.
3
уч
.
L1, N1
L2, N2
L3, N3
При
этом
основным
«
камнем
преткновения
»
яв
-
ляется
тот
факт
,
что
сетевые
компании
зачастую
не
имеют
возможности
провести
опережающую
модер
-
низацию
электросетевых
активов
в
горизонте
бли
-
жайших
лет
.
Данный
факт
приводит
к
необходимости
поиска
способа
повышения
надежности
,
который
бы
решал
обозначенные
проблемы
и
при
этом
бы
имел
наименьшую
стоимость
.
Наиболее
повреждаемым
элементом
распреде
-
лительной
сети
(
а
значит
и
дающим
наибольший
вклад
в
значение
показателей
надежности
)
является
воздушная
линия
.
Согласно
[3, 4]
удельная
повреж
-
даемость
(
далее
—
параметр
потока
отказов
)
ВЛ
6–10
кВ
находится
в
диапазоне
от
0,2
до
0,25
откл
/
км
,
в
ПАО
«
Россети
Московский
регион
»
за
2021
год
параметр
потока
отказов
ВЛ
6–10
кВ
по
областным
филиалам
составил
0,1–0,17
откл
/
км
,
что
обуслов
-
лено
полной
заменой
неизолированных
проводов
ВЛ
6–10
кВ
на
защищенный
провод
СИП
3,
проходящих
по
лесным
массивам
.
Для
расчета
показателей
надежности
рассмотрим
ВЛ
10(6)
кВ
до
модернизации
(
рисунок
1).
Согласно
приказу
№
1256
Минэнерго
[1]
выра
-
жения
для
расчета
показателей
надежности
примут
следующий
вид
:
SAIFI =
=
J
, (1)
SAIDI =
, (2)
где
N
t
—
максимальное
за
год
число
точек
поставки
потребителей
услуг
сетевой
организации
за
t
-
й
рас
-
четный
период
регулирования
,
шт
.;
N
j
—
количество
точек
поставки
потребителей
услуг
сетевой
органи
-
зации
,
в
отношении
которых
произошло
j
-e
прекра
-
щение
передачи
электрической
энергии
в
рамках
технологического
нарушения
,
шт
;
J
—
количество
пре
-
кращений
передачи
электрической
энергии
в
отноше
-
нии
точек
поставки
потребителей
услуг
сетевой
орга
-
низации
в
t
-
м
расчетном
периоде
регулирования
,
шт
.;
T
j
—
продолжительность
j
-
го
прекращения
передачи
электрической
энергии
в
отношении
точек
поставки
потребителей
услуг
сетевой
организации
в
рамках
технологического
нарушения
,
час
;
N
1
,
N
2
,
N
3
—
количе
-
ство
точек
поставки
1, 2
и
3-
го
участка
соответствен
-
но
,
шт
.;
T
1
,
T
2
,
T
3
—
продолжительность
прекращения
передачи
электрической
энергии
в
отношении
точек
поставки
1, 2
и
3-
го
участка
соответственно
,
ч
.
Примем
следующие
допущения
:
–
так
как
наиболее
повреждаемый
элемент
сети
—
ВЛ
(
повреждаемость
остальных
элементов
сети
не
учитывается
ввиду
их
незначительного
вклада
в
показатели
надежности
);
–
повреждаемость
ВЛ
равномерно
распределена
по
протяженности
.
Тогда
выражения
(1)
и
(2)
примут
следующий
вид
:
SAIFI
д
=
J
=
F
∙
(
L
1
+
L
2
+
L
3
) =
F
∙
L
, (3)
SAIDI
д
=
=
F
∙
L
∙
T
эф
, (4)
где
F
—
параметр
потока
отказов
ВЛ
,
откл
/
км
;
L
—
длина
ВЛ
,
км
;
T
эф
—
эффективное
время
ликвидации
аварии
,
ч
.
Как
видно
из
(3)
и
(4),
существует
две
возможных
группы
мероприятий
по
повышению
надежности
:
–
повышение
элементной
надежности
(
уменьше
-
ние
параметра
потока
отказов
ВЛ
);
–
повышение
сетевой
надежности
(
уменьшение
длины
участка
сети
,
автоматически
отключаемого
при
повреждении
и
/
или
эффективного
времени
ликвидации
аварии
).
Рассмотрим
подробнее
,
какие
именно
мероприя
-
тия
существуют
,
а
также
в
какой
степени
они
влияют
на
показатели
надежности
распределения
электри
-
ческой
энергии
.
ПОВЫШЕНИЕ
ЭЛЕМЕНТНОЙ
НАДЕЖНОСТИ
Реконструкция
ВЛ
.
Данное
мероприятие
направ
-
лено
на
уменьшение
параметра
потока
отказов
ВЛ
путем
улучшения
ее
технического
состояния
(
заме
-
на
проводов
,
опор
,
траверс
,
изоляции
).
На
основа
-
нии
проведенного
анализа
аварийных
отключений
в
распределительных
сетях
6–10
кВ
ПАО
«
Россети
Московский
регион
»
были
получены
среднестатисти
-
ческие
показатели
,
представленные
на
рисунке
2.
Как
видно
из
диаграммы
,
одной
из
основных
при
-
чин
(~35%)
повреждения
ВЛ
являются
ветки
и
дере
-
вья
,
которые
напрямую
не
зависят
от
технического
состояния
ВЛ
.
Таким
образом
,
реконструкция
ВЛ
с
заменой
элементов
на
аналогичные
не
позволит
значительно
снизить
повреждаемость
.
Ожидаемое
снижение
повреждаемости
ВЛ
— 20% (
экспертная
оценка
).
Определение
точного
значения
является
предметом
отдельной
исследовательской
работы
по
выявлению
зависимости
повреждаемости
от
срока
эксплуатации
ВЛ
.
Соответственно
,
реконструкцию
ВЛ
имеет
смысл
проводить
после
детального
обсле
-
дования
с
оценкой
технического
состояния
всех
эле
-
ментов
ВЛ
и
выборочной
модернизацией
дефектных
объектов
.
Здесь
и
далее
—
оценка
показателей
надежно
-
сти
,
а
также
сравнение
различных
способов
повы
-
шения
надежности
приведены
ниже
.
Замена
ВЛ
на
ВЛ
с
защищенным
проводом
(
ВЛЗ
).
Данное
мероприятие
направлено
на
уменьшение
па
-
раметра
потока
отказов
ВЛ
путем
:
№
3 (72) 2022
40
–
сокращения
количества
повреждений
,
связанных
с
падением
веток
и
деревьев
;
–
улучшения
технического
состояния
ВЛ
.
Согласно
[5],
мероприятия
по
замене
провода
на
ВЛЗ
позволят
уменьшить
средний
показатель
потока
отказов
в
~2,4
раза
.
Таким
образом
,
данное
мероприятие
позволит
значительно
снизить
повреждаемость
ВЛ
,
а
следо
-
вательно
,
снизить
нагрузку
на
оперативные
(
ОВБ
)
и
ремонтные
бригады
(
РБ
).
Ожидаемое
снижение
повреждаемости
ВЛ
— 58%.
Организация
двукратного
АПВ
.
Данное
меро
-
приятие
направлено
на
уменьшение
параметра
по
-
тока
отказов
ВЛ
путем
сокращения
количества
уста
-
новившихся
повреждений
.
В
подавляющем
большинстве
случаев
в
воздуш
-
ных
распределительных
сетях
6–20
кВ
применяется
АПВ
однократного
действия
.
Зачастую
,
в
особенно
-
сти
на
присоединениях
,
на
которых
эксплуатируются
масляные
выключатели
,
с
целью
экономии
ресурса
АПВ
отсутствует
в
принципе
.
При
этом
применение
двукратного
АПВ
позволяет
дополнительно
сокра
-
тить
количество
установившихся
аварий
на
20%.
Как
правило
,
мероприятие
сопровождается
заменой
вы
-
ключателя
отходящей
линии
(
ретрофит
).
Таким
образом
,
данное
мероприятие
не
позволит
значительно
снизить
повреждаемость
ВЛ
(
ожидаемое
снижение
повреждаемости
ВЛ
— 20%).
Однако
дан
-
ное
мероприятие
часто
используется
в
комбинации
с
мероприятиями
по
повышению
сетевой
надежности
,
что
значительно
повышает
его
эффективность
.
ПОВЫШЕНИЕ
СЕТЕВОЙ
НАДЕЖНОСТИ
Повышение
сетевой
надежности
представляет
со
-
бой
комплекс
технических
решений
,
направленных
на
уменьшение
времени
ликвидации
аварий
с
ми
-
нимизацией
участка
ВЛ
,
отключаемого
при
повреж
-
дении
(
локализация
).
Данный
комплекс
технических
решений
называется
автоматизацией
.
Централизованная
автоматизация
.
Данный
ком
-
плекс
мероприятий
включает
:
–
организацию
двукратного
АПВ
в
центре
питания
;
–
секционирование
ВЛ
дистанционно
управляемы
-
ми
разъединителями
(
РД
)
с
индикаторами
КЗ
.
Процесс
ликвидации
аварии
аналогичен
суще
-
ствующей
практике
(
использование
классических
разъединителей
)
за
исключением
дистанционного
управления
,
что
позволяет
значительно
сократить
время
перерыва
электроснабжения
.
Однако
существует
ряд
недостатков
:
–
невозможность
снижения
показателя
SAIFI (
сни
-
жение
SAIFI
обусловлено
организацией
двукрат
-
ного
АПВ
в
центре
питания
);
–
необходимость
наличия
100%
связи
со
всеми
управляемыми
аппаратами
;
–
возможные
задержки
в
принятии
решений
диспет
-
чером
при
переключениях
;
–
риск
включения
разъединителя
на
КЗ
или
нагруз
-
ку
и
возможный
выход
из
строя
оборудования
;
–
необходимость
периодического
обслуживания
.
Децентрализованная
автоматизация
.
Данный
комплекс
мероприятий
включает
:
–
организацию
двукратного
АПВ
в
центре
питания
;
–
секционирование
ВЛ
автоматическими
коммута
-
ционными
аппаратами
(
реклоузерами
)
с
двукрат
-
ным
АПВ
(
далее
—
РВА
);
–
организация
автоматического
определения
места
повреждения
(
ОМП
),
опциально
.
Процесс
ликвидации
аварии
производится
в
два
этапа
:
–
автоматическая
переконфигурация
сети
,
при
которой
поврежденная
часть
сети
отключается
при
помощи
РВА
,
а
неповрежденные
участки
под
-
ключаются
по
резервной
схеме
(
процесс
проис
-
ходит
без
участия
диспетчера
,
а
также
не
требует
наличия
какого
-
либо
канала
связи
);
–
ручная
переконфигурация
,
при
которой
происхо
-
дит
дальнейшее
ручное
деление
сети
при
помо
-
щи
неавтоматических
делителей
линии
(
НДЛ
)
на
более
мелкие
участки
и
подключение
непо
-
врежденных
участков
,
отключенных
в
результате
аварии
,
и
дальнейшее
устранение
повреждения
(
процесс
происходит
с
участием
диспетчера
и
ОВБ
).
Данный
комплекс
мероприятий
позволяет
значи
-
тельно
сократить
время
перерыва
электроснабже
-
ния
,
а
также
лишен
недостатков
решения
для
цен
-
трализованной
автоматизации
.
СРАВНЕНИЕ
МЕТОДОВ
ПОВЫШЕНИЯ
НАДЕЖНОСТИ
Методика
сравнения
.
Как
уже
упоминалось
выше
,
необходимо
выбрать
такой
способ
повышения
на
-
дежности
,
который
бы
обладал
наибольшей
тех
-
нической
и
экономической
эффективностью
.
Для
сравнения
использован
подход
,
описанный
в
[6] c
ис
-
пользованием
показателя
ARIE (
средней
эффектив
-
ности
инвестиций
).
При
этом
показатель
ARIE
определялся
для
оцен
-
ки
эффективности
как
по
SAIFI,
так
и
по
SAIDI:
ARIE
SAIFI
=
, (5)
ARIE
SAIDI
=
, (6)
где
CIE
—
инвестиции
,
требуемые
для
модерниза
-
ции
,
у
.
е
.
1
; SAIFI
0
, SAIFI
1
—
показатель
SAIFI
до
и
по
-
сле
модернизации
соответственно
,
откл
/
год
; SAIDI
0
,
SAIDI
1
—
показатель
SAIDI
до
и
после
модернизации
соответственно
,
ч
/
год
.
Наиболее
эффективным
вариантом
будет
являть
-
ся
вариант
с
минимальным
показателем
ARIE,
по
-
скольку
смысл
данного
показателя
можно
выразить
как
количество
у
.
е
.
на
1%
улучшения
SAIDI(SAIFI).
Сравнение
проводилось
на
закольцованной
ВЛ
.
Рассмотрен
участок
от
центра
питания
до
точки
нор
-
мального
разрыва
средней
длиной
15
км
,
что
соот
-
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
1
Для
упрощения
расчетов
стоимость
принимается
в
условных
единицах
(
за
1
у
.
е
.
принимается
1
РВА
).
41
ветствует
средней
длине
ВЛ
в
рас
-
пределительных
сетях
.
Приняты
следующие
основные
допущения
:
–
повреждаемость
равномерно
распределена
по
ВЛ
;
–
потребители
равномерно
распределены
по
ВЛ
;
–
основное
количество
повреждений
сосредоточе
-
но
на
ВЛ
;
–
до
модернизации
в
центре
питания
было
одно
-
кратное
АПВ
и
телеуправление
;
–
процедура
восстановления
нормальной
схемы
электроснабжения
после
ремонта
не
рассматри
-
вается
.
Для
количественной
оценки
приняты
следующие
исходные
данные
:
–
время
подъезда
ОВБ
к
первому
линейному
комму
-
тационному
аппарату
— 1
ч
(
экспертная
оценка
);
–
время
переезда
между
коммутационными
аппа
-
ратами
— 20
мин
(
экспертная
оценка
);
–
среднее
время
ремонта
— 2
ч
(
экспертная
оценка
);
–
среднее
время
дистанционной
локализации
(
в
случае
применения
РД
) — 10
мин
(
экспертная
оценка
);
–
погрешность
ОМП
— 10%;
–
повреждаемость
ВЛЗ
—
в
2,4
раза
ниже
повреж
-
даемости
ВЛ
;
–
повреждаемость
ВЛ
после
реконструкции
—
на
20%
ниже
исходной
;
–
успешность
второго
цикла
АПВ
— 20%;
–
стоимость
РВА
— 1
у
.
е
.;
–
стоимость
ретрофита
— 0,4
у
.
е
.;
–
стоимость
РД
— 0,5
у
.
е
.;
–
стоимость
ВЛ
— 1,06
у
.
е
./
км
;
–
стоимость
ВЛЗ
— 1,4
у
.
е
./
км
.
Расчет
показателей
ВЛ
до
модернизации
.
Схе
-
ма
сети
до
модернизации
приведена
на
рисунке
3.
Показатели
надежности
будут
определяться
по
следующим
выражениям
:
Рис
. 3.
Схема
сети
до
модернизации
ПС
-1
ПС
-2
Р
-1
Р
-2
Р
-3
1
уч
.
2
уч
.
3
уч
.
L1 / N1
L2 / N2
L3 / N3
SAIFI
д
0
=
(7)
SAIDI
д
0
=
+
+
+
+
, (8)
где
N
m
—
количество
потребителей
участка
m
,
шт
.;
L
m
—
длина
участка
m
,
км
;
T
mn
—
время
перерыва
электро
-
снабжения
для
потребителя
участка
m
при
КЗ
на
участ
-
ке
n
,
ч
;
F
—
параметр
потока
отказов
сети
,
откл
/
км
.
Сценарные
условия
1.
Порядок
действий
и
опре
-
деление
времени
перерыва
электроснабжения
по
-
требителей
участка
1
при
КЗ
на
участке
1 (
T
11
)
пред
-
ставлены
на
схеме
рисунка
4.
Сценарные
условия
2.
Порядок
действий
и
опре
-
деление
времени
перерыва
электроснабжения
по
-
требителей
участка
1
при
КЗ
на
участке
2 (
T
12
)
пред
-
ставлены
на
схеме
рисунка
5.
Сценарные
условия
3.
Порядок
действий
и
опре
-
деление
времени
перерыва
электроснабжения
по
-
требителей
участка
1
при
КЗ
на
участке
3 (
T
13
)
пред
-
ставлены
на
схеме
рисунка
6.
Для
остальных
участков
времена
перерыва
элек
-
троснабжения
определяются
аналогично
.
Выражения
для
времен
перерыва
электроснаб
-
жения
определяются
по
следующим
выражениям
:
T
11
=
T
под
+ 6
∙
T
пер
+
T
поиск
+
T
рем
, (9)
T
12
=
T
под
+ 4
∙
T
пер
, (10)
Откл
.
от
МТЗ
выключателя
Прибытие
ОВБ
на
Р
-1,
вывод
в
ремонт
участка
ВЛ
со
стороны
Р
-1
Проведение
ремонта
и
восстановление
нормальной
схемы
Прибытие
ОВБ
на
Р
-3
T
под
(60
мин
)
T
пер
(20
мин
)
2
T
пер
(40
мин
)
З
T
пер
(60
мин
)
T
поиск
(180
мин
)
T
рем
(120
мин
)
Прибытие
ОВБ
на
Р
-1
отключение
Р
-1.
При
включении
на
ПС
-1
Поиск
повреждения
Прибытие
ОВБ
на
ПС
-1
Диспетчер
дистанционно
включает
выключатель
на
ПС
-1.
Выключатель
отключился
от
МТЗ
Выезд
ОВБ
на
Р
-1
Диспетчер
дистанционно
отключает
выключатель
на
ПС
-2
ОВБ
включает
Р
-3
ОВБ
собирает
ремонтную
схему
на
выключателе
ПС
-1
ОВБ
собирает
ремонтную
схему
на
Р
-1
Проведение
персо
-
налом
ОВБ
поиска
повреждения
,
определение
места
повреждения
Проведение
персоналом
ОВБ
аварийно
-
восстановительных
работ
Проведение
диспетчером
и
ОВБ
работ
по
производству
оперативных
переключений
по
восстановлению
нормальной
схемы
электроснабжения
480
мин
(8
ч
)
ОВБ
собирает
изолирующую
схему
на
Р
-1
Диспетчер
дистан
-
ционно
включает
выключатель
на
ПС
-2.
Подано
напряжение
на
участки
2
и
3
Рис
. 4.
Порядок
действий
и
определение
времени
перерыва
электроснабжения
для
первого
сценария
№
3 (72) 2022
42
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
T
13
=
T
под
+
T
пер
, (11)
T
21
=
T
под
+ 2
∙
T
пер
, (12)
T
22
=
T
под
+ 5
∙
T
пер
+
T
поиск
+
T
рем
, (13)
T
23
=
T
под
+
T
пер
, (14)
T
31
=
T
под
+ 2
∙
T
пер
, (15)
T
32
=
T
под
+ 2
∙
T
пер
, (16)
T
33
=
T
под
+ 4
∙
T
пер
+
T
поиск
+
T
рем
, (17)
где
T
под
—
время
подъезда
к
пер
-
вому
линейному
коммутацион
-
ному
аппарату
,
ч
;
T
пер
—
время
переезда
между
линейными
ком
-
мутационными
аппаратами
,
ч
;
T
поиск
—
время
поиска
поврежде
-
ния
на
участке
,
определяемое
по
выражению
(18),
ч
;
T
рем
—
время
ремонта
повреждения
,
ч
.
L
поиск
T
поиск
=
, (18)
поиск
где
L
поиск
—
длина
зоны
поиска
,
км
;
_
поиск
—
скорость
поиска
,
км
/
ч
.
При
известных
показателях
SAIDI
и
SAIFI
для
сети
до
модер
-
низации
,
а
также
принятых
допу
-
щениях
и
исходных
данных
можно
определить
следующие
величины
:
Откл
.
от
МТЗ
выключателя
на
ПС
-1
Прибытие
ОВБ
на
Р
-1
Прибытие
ОВБ
на
Р
-2
Прибытие
ОВБ
на
Р
-1
Прибытие
ОВБ
на
Р
-3
ОВБ
отключает
Р
-1
ОВБ
отключает
Р
-2
Диспетчер
дистанционно
включает
выключатель
на
ПС
-1.
Включение
успешно
.
Диспетчер
дистанционно
отключает
выключатель
на
ПС
-1
ОВБ
включает
Р
-1
Диспетчер
дистанционно
отключает
выключатель
на
ПС
-2
Диспетчер
дистанционно
включает
выключатель
на
ПС
-1.
Подано
напряжение
на
участок
1
T
под
(60
мин
)
T
пер
(20
мин
)
T
пер
(20
мин
)
2
T
пер
(40
мин
)
Диспетчер
дистанционно
включает
выключатель
на
ПС
-1.
Выключатель
отключается
от
МТЗ
Выезд
ОВБ
на
Р
-1
ОВБ
собирает
ремонтную
схему
на
Р
-1
ОВБ
включает
Р
-3
Диспетчер
дистанционно
включает
выключатель
на
ПС
-2.
Подано
напряжение
на
участок
3
ОВБ
собирает
изолирующую
схему
на
Р
-2
140
мин
(2
ч
20
мин
)
Рис
. 5.
Порядок
действий
и
определение
времени
перерыва
электроснабжения
для
второго
сценария
Рис
. 7.
Схема
сети
до
модернизации
ПС
-1
ПС
-2
РД
-1
РД
-2
РД
-3
1
уч
.
2
уч
.
3
уч
.
L1 / N1
L2 / N2
L3 / N3
Рис
. 6.
Порядок
действий
и
определение
времени
перерыва
электроснабже
-
ния
для
третьего
сценария
Прибытие
ОВБ
на
Р
-2
Выезд
ОВБ
на
Р
-1
ОВБ
отключает
Р
-1
ОВБ
отключает
Р
-2
80
мин
(1
ч
20
мин
)
Откл
.
от
МТЗ
выключателя
на
ПС
-1
T
под
.
(60
мин
)
T
пер
.
(20
мин
)
Прибытие
ОВБ
на
Р
-1
Диспетчер
дистанционно
включает
выключатель
на
ПС
-1.
Подано
напряжение
на
участок
1
и
2
Диспетчер
дистанционно
включает
выключатель
на
ПС
-1.
Включение
успешно
.
Диспетчер
дистанционно
отключает
выключатель
на
ПС
-1
ОВБ
включает
Р
-1
43
–
скорость
поиска
повреждения
(
поиск
) — 1,62
км
/
ч
;
–
параметр
потока
отказов
сети
(
F
) — 0,153
откл
/
км
.
Расчет
показателей
при
реконструкции
ВЛ
.
Схема
сети
аналогична
схеме
до
модернизации
(
ри
-
сунок
3). C
учетом
принятых
выше
допущений
и
ис
-
ходных
данных
показатели
надежности
будут
опре
-
деляться
по
выражениям
:
SAIFI
д
1
= 0,8
∙
SAIFI
0
, (19)
SAIDI
д
1
= 0,8
∙
SAIDI
0
, (20)
где
SAIFI
0
—
показатель
SAIFI
до
модернизации
,
определяемый
по
выражению
(7),
откл
/
год
; SAIDI
0
—
показатель
SAIDI
до
модернизации
,
определяемые
по
выражению
(8),
ч
/
год
.
Расчет
показателей
при
замене
ВЛ
на
ВЛЗ
.
Схема
сети
аналогична
схеме
до
модернизации
(
рисунок
3).
C
учетом
принятых
выше
допущений
и
исходных
данных
показатели
надежности
будут
определяться
по
выражениям
:
SAIFI
д
0
SAIFI
д
1
=
, (21)
2,4
SAIDI
д
0
SAIDI
д
1
=
, (22)
2,4
где
SAIFI
д
0
—
показатель
SAIFI
до
модернизации
,
определяемый
по
выражению
(7),
откл
/
год
; SAIDI
д
0
—
показатель
SAIDI
до
модернизации
,
определяемые
по
выражению
(8),
ч
/
год
.
Расчет
показателей
ВЛ
при
организации
дву
-
кратного
АПВ
.
Схема
сети
аналогична
схеме
до
модернизации
(
рисунок
3). C
учетом
принятых
выше
допущений
и
исходных
данных
показатели
надежно
-
сти
будут
определяться
по
выражениям
:
SAIFI
д
1
= 0,8
∙
SAIFI
д
0
, (23)
SAIDI
д
1
= 0,8
∙
SAIDI
д
0
, (24)
где
SAIFI
д
0
—
показатель
SAIFI
д
до
модернизации
,
определяемый
по
выражению
(7),
откл
/
год
; SAIDI
д
0
—
показатель
SAIDI
д
до
модернизации
,
определяемые
по
выражению
(8),
ч
/
год
.
Расчет
показателей
ВЛ
при
централизованной
автоматизации
.
Схема
сети
приведена
на
рисунке
7.
Показатели
надежности
будут
определяться
по
следующим
выражениям
:
F
∙
(
L
1
+
L
2
+
L
3
)
∙
(
N
1
+
N
2
+
N
3
)
SAIFI
д
1
=
, (25)
(
N
1
+
N
2
+
N
3
),
F
∙
N
1
∙
(
L
1
∙
T
11
+
L
2
∙
T
12
+
L
3
∙
T
13
)
SAIDI
д
1
=
+
(
N
1
+
N
2
+
N
3
)
F
∙
N
2
∙
(
L
1
∙
T
21
+
L
2
∙
T
22
+
L
3
∙
T
23
)
+
+
(
N
1
+
N
2
+
N
3
)
F
∙
N
3
∙
(
L
1
∙
T
31
+
L
2
∙
T
32
+
L
3
∙
T
33
)
+
,
(26)
(
N
1
+
N
2
+
N
3
)
где
N
m
—
количество
потребителей
участка
m
,
шт
.;
L
m
—
длина
участка
m
,
км
;
T
mn
—
время
перерыва
электроснабжения
для
потребителя
участка
m
при
КЗ
на
участке
n
,
ч
;
F
—
параметр
потока
отказов
сети
,
откл
/
км
.
Сценарные
условия
1.
Порядок
действий
и
опре
-
деление
времени
перерыва
электроснабжения
по
-
требителей
участка
1
при
КЗ
на
участке
1 (
T
11
)
пред
-
ставлены
на
схеме
рисунка
8.
Сценарные
условия
2.
Порядок
действий
и
опре
-
деление
времени
перерыва
электроснабжения
по
-
требителей
участка
1
при
КЗ
на
участке
2 (
T
12
)
пред
-
ставлены
на
схеме
рисунка
9.
Сценарные
условия
3.
Порядок
действий
и
опре
-
деление
времени
перерыва
электроснабжения
по
-
требителей
участка
1
при
КЗ
на
участке
3 (
T
12
)
пред
-
ставлены
на
схеме
рисунка
10.
Для
остальных
участков
время
перерыва
элек
-
троснабжения
определяются
аналогично
.
Выражения
для
времени
перерыва
электроснаб
-
жения
определяются
по
следующим
выражениям
:
Откл
.
от
МТЗ
выключателя
на
ПС
-1
Прибытие
ОВБ
на
РД
-1
Проведение
ремонта
и
восстановление
нормальной
схемы
Прибытие
ОВБ
на
РД
-1
T
поиск
(180
мин
)
T
лок
.
дист
.
(10
мин
)
T
под
(60
мин
)
T
пер
(20
мин
)
T
пер
(20
мин
)
T
рем
(120
мин
)
Производство
дистанционно
операт
.
переключений
Выезд
ОВБ
на
Р
-1
Диспетчер
получает
сигнал
об
отключении
выключателя
на
ПС
-1
(
сигнал
работы
ИКЗ
отсутствует
).
Диспетчер
производит
дистанционное
отключение
РД
-1
и
включение
РД
-3
(
с
отключением
и
последующим
включением
выключателя
на
ПС
-2).
Подано
напряжение
на
участки
2
и
3
ОВБ
собирает
изолирующую
схему
на
РД
-1
ОВБ
собирает
ремонтную
схему
на
РД
-1
Поиск
повреждения
ОВБ
собирает
ремонтную
схему
на
выключателе
ПС
-1
в
сторону
поврежденной
линии
Проведение
персоналом
ОВБ
поиска
повреждения
,
определение
места
повреждения
Проведение
персоналом
ОВБ
аварийно
-
восстановительных
работ
Проведение
диспетчером
и
ОВБ
работ
по
производству
оперативных
переключений
по
восстановлению
нормальной
схемы
электроснабжения
410
мин
(6
ч
50
мин
)
Рис
. 8.
Порядок
действий
и
определение
времени
перерыва
электроснабжения
для
первого
сценария
№
3 (72) 2022
44
T
11
=
T
под
+ 2
∙
T
пер
+
T
поиск
+
T
рем
+
T
лок
.
дист
.
, (27)
T
12
=
T
лок
.
дист
.
, (28)
T
13
=
T
лок
.
дист
.
, (29)
T
21
=
T
лок
.
дист
.
, (30)
T
22
=
T
под
+ 3
∙
T
пер
+
T
поиск
+
T
рем
+
T
лок
.
дист
.
, (31)
T
23
=
T
лок
.
дист
.
, (32)
T
31
=
T
лок
.
дист
.
, (33)
T
32
=
T
лок
.
дист
.
, (34)
T
33
=
T
под
+ 4
∙
T
пер
+
T
поиск
+
T
рем
+
T
лок
.
дист
.
, (35)
где
T
под
—
время
подъезда
к
первому
линейному
ком
-
мутационному
аппарату
,
ч
;
T
пер
—
время
переезда
между
линейными
коммутационными
аппаратами
,
ч
;
T
поиск
—
время
поиска
повреждения
на
участке
,
опре
-
деляемое
по
выражению
(18),
ч
;
T
рем
—
время
ремон
-
та
повреждения
,
ч
;
T
(
лок
.
дист
.)
—
время
дистанционной
локализации
,
ч
.
C
учетом
принятых
выше
допущений
и
исходных
данных
показатели
надежности
будут
определяться
по
выражениям
:
SAIFI
д
1
= 0,8
∙
SAIFI
д
0
, (36)
0,8
∙
F
∙
L
SAIDI
д
1
=
∙
(
T
под
+
3
+
3
∙
T
пер
+
T
поиск
+
T
рем
+ 3
∙
T
лок
.
дист
.
), (37)
где
SAIFI
д
0
—
показатель
SAIFI
д
до
модернизации
,
определяемый
по
выражению
(7),
откл
/
год
;
L
—
длина
ВЛ
,
км
;
F
—
параметр
потока
отказов
сети
до
модернизации
,
откл
/
км
;
T
под
—
время
подъезда
к
первому
линейному
коммутационному
аппарату
,
ч
;
T
пер
—
время
переезда
между
линейными
комму
-
тационными
аппаратами
,
ч
;
T
поиск
—
время
поиска
повреждения
на
участке
,
определяемое
по
выраже
-
нию
(18),
ч
;
T
рем
—
время
ремонта
повреждения
,
ч
;
T
(
лок
.
дист
.)
—
время
дистанционной
локализации
,
ч
.
Расчет
показателей
ВЛ
при
децентрализован
-
ной
автоматизации
.
Схема
сети
приведена
на
ри
-
сунке
11.
Показатели
надежности
будут
определяться
по
следующим
выражениям
:
F
∙
L
1
∙
N
1
+
F
∙
L
2
∙
N
2
+
F
∙
L
3
∙
N
3
)
SAIFI
д
=
(
N
1
+
N
2
+
N
3
)
, (38)
F
∙
N
1
∙
L
1
∙
T
11
+
F
∙
N
2
∙
L
2
∙
T
22
+
F
∙
N
3
∙
L
3
∙
T
33
SAIDI
д
=
, (39)
(
N
1
+
N
2
+
N
3
)
где
N
m
—
количество
потребителей
участка
m
,
шт
.;
L
m
—
длина
участка
m
,
км
;
T
mn
—
время
перерыва
электроснабжения
для
потребителя
участка
m
при
КЗ
на
участке
n
,
ч
;
F
—
параметр
потока
отказов
сети
,
откл
/
км
.
Сценарные
условия
1.
Порядок
действий
и
опре
-
деление
времени
перерыва
электроснабжения
по
-
требителей
участка
1
при
КЗ
на
участке
1 (
T
11
)
пред
-
ставлены
на
схеме
рисунка
12.
Для
остальных
участков
время
перерыва
элек
-
троснабжения
определяются
аналогично
.
Выражения
для
времени
перерыва
электроснаб
-
жения
определяются
по
следующим
выражениям
:
T
11
=
T
под
+ 2
∙
T
пер
+
T
поиск
+
T
рем
, (40)
T
22
=
T
под
+ 3
∙
T
пер
+
T
поиск
+
T
рем
, (41)
T
33
=
T
под
+ 4
∙
T
пер
+
T
поиск
+
T
рем
, (42)
где
T
под
—
время
подъезда
к
первому
линейному
ком
-
мутационному
аппарату
,
ч
;
T
пер
—
время
переезда
между
линейными
коммутационными
аппаратами
,
ч
;
T
поиск
—
время
поиска
повреждения
на
участке
,
опре
-
деляемое
по
выражению
(18),
ч
;
T
рем
—
время
ремонта
поврежде
-
ния
,
ч
.
C
учетом
принятых
выше
до
-
пущений
и
исходных
данных
по
-
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
Рис
. 9.
Порядок
действий
и
определение
времени
пере
-
рыва
электроснабжения
для
второго
сценария
Откл
.
от
МТЗ
выключателя
на
ПС
-1
Откл
.
от
МТЗ
выключателя
на
ПС
-1
Производство
дистанционно
операт
.
переключений
Производство
дистанционно
операт
.
переключений
10
мин
.
10
мин
.
Рис
. 10.
Порядок
действий
и
определение
времени
пере
-
рыва
электроснабжения
для
третьего
сценария
Диспетчер
получает
сигнал
об
отключении
выключателя
на
ПС
-1
(
прошел
сигнал
работы
ИКЗ
на
РД
-1,
с
других
ИКЗ
РД
сигнал
отсутствует
).
Диспетчер
производит
дистанционное
отключение
РД
-1,
РД
-2
и
включение
РД
-3 (
с
отключением
и
последующим
включением
выключателя
на
ПС
-2).
Включает
выключатель
на
ПС
-1.
Подано
напряжение
на
участки
1
и
3
Диспетчер
получает
сигнал
об
отключении
выключателя
на
ПС
-1
(
прошел
сигнал
работы
ИКЗ
на
РД
-1
и
РД
-2).
Диспетчер
производит
дистанционное
отключение
РД
-2.
Включает
выключатель
на
ПС
-1.
Подано
напряжение
на
участки
1
и
2
T
лок
.
дист
.
(10
мин
)
T
лок
.
дист
.
(10
мин
)
ПС
-1
ПС
-2
РВА
-1
РВА
-2
РВА
-3
1
уч
.
2
уч
.
3
уч
.
L1 / N1
L2 / N2
L3 / N3
Рис
. 11.
Схема
сети
при
децентрализованной
автоматизации
45
казатели
надежности
будут
определяться
по
выра
-
жениям
:
0,8
∙
SAIFI
д
0
SAIFI
д
1
=
,
(43)
3
0,8
∙
F
∙
L
SAIDI
д
1
=
∙
(
T
под
+ + 3
∙
T
пер
+
T
поиск
+
T
рем
), (44)
3
где
SAIFI
д
0
—
показатель
SAIFI
д
до
модернизации
,
определяемый
по
выражению
(7),
откл
/
год
;
L
—
длина
ВЛ
,
км
;
F
—
параметр
потока
отказов
сети
до
модернизации
,
откл
/
км
;
T
под
—
время
подъезда
к
первому
линейному
коммутационному
аппарату
,
ч
;
T
пер
—
время
переезда
между
линейными
ком
-
мутационными
аппаратами
,
ч
;
T
поиск
—
время
по
-
иска
повреждения
на
участке
,
определяемое
по
выражению
(18),
ч
;
T
рем
—
время
ремонта
повреж
-
дения
,
ч
.
При
рассмотрении
варианта
с
дополнительной
организацией
ОМП
время
поиска
будет
опреде
-
ляться
по
выражению
(18)
с
длиной
зоны
поиска
равной
10%
от
длины
участка
,
отключаемого
при
аварии
.
Результаты
сравнения
способов
повышения
надежности
.
Результаты
сравнения
приведены
в
таблице
1.
Анализ
полученных
результатов
показывает
следующее
.
Наиболее
простым
и
наименее
дорогостоящим
решением
является
организация
двукратного
АПВ
от
центра
питания
.
Однако
данное
решение
сопро
-
вождается
улучшением
показателей
надежности
только
на
20%,
что
ниже
чем
при
других
способах
,
и
может
использоваться
как
базовый
этап
в
комби
-
нации
с
другими
методами
.
Решение
с
централизованной
автоматизацией
обладает
самым
лучшим
показателем
по
ARIE
SAIDI
,
но
такие
эффекты
определены
в
условиях
обеспе
-
чения
100%-
ной
связи
и
безотказности
оперирова
-
ния
РД
,
что
недостижимо
.
При
этом
данное
решение
обеспечивает
улучшение
показателя
SAIFI
только
на
20%.
Решение
с
децентрализованной
автоматизаци
-
ей
обладает
соизмеримыми
эффектами
по
SAIDI
при
больших
инвестициях
,
однако
лишено
недо
-
статков
централизованной
автоматизации
,
а
так
-
же
обеспечивает
улучшение
показателя
SAIFI
на
73%.
Решение
с
заменой
ВЛ
на
ВЛЗ
обладает
соизме
-
римыми
эффектами
в
части
надежности
с
решени
-
ями
с
децентрализованной
автоматизацией
,
одна
-
ко
требует
кратно
больших
инвестиций
.
Наиболее
перспективным
вариантом
,
но
весь
-
ма
затратным
,
является
решение
с
децентрали
-
зованной
автоматизацией
РВА
с
применением
ОМП
.
ВЫВОДЫ
Предложенные
варианты
способов
повышения
на
-
дежности
имеют
как
плюсы
,
так
и
минусы
,
целесо
-
образность
применения
их
на
практике
напрямую
зависит
от
ряда
факторов
:
рельефа
местности
,
нали
-
чия
залесенных
участков
,
исполнения
,
конфигурации
и
протяженности
участка
ВЛ
10(6)
кВ
.
Совершенно
очевидно
,
что
выполнять
замену
неизолированного
провода
ВЛ
10(6),
проходящей
по
открытой
,
нена
-
селенной
местности
(
полю
),
на
защищенный
СИП
-3
нецелесообразно
,
достаточно
применить
менее
до
-
рогостоящие
способы
повышения
надежности
.
Та
-
ким
образом
,
для
комплексного
улучшения
показа
-
телей
SAIDI
и
SAIFI
необходимо
проводить
анализ
существующей
сети
,
после
чего
принимать
решение
о
применении
конкретного
способа
повышения
на
-
дежности
или
нескольких
способов
одновременно
.
Например
,
возможны
комбинации
децентрализован
-
Рис
. 12.
Порядок
действий
и
определение
времени
перерыва
электроснабжения
для
первого
сценария
Откл
.
от
МТЗ
выключателя
на
ПС
-1,
отключение
РВА
-1
от
защиты
I
потери
питания
и
включение
РВА
-3
от
АВР
Подано
напряжение
на
участки
2, 3
Прибытие
ОВБ
на
ПС
-1
Проведение
ремонта
и
восстановление
нормальной
схемы
Т
под
(60
мин
)
Т
пер
(20
мин
)
Т
пер
(20
мин
)
Т
рем
(120
мин
)
Т
поиск
(180
мин
)
Выезд
ОВБ
на
РВА
-1
Прибытие
ОВБ
на
РВА
-1
Прибытие
ОВБ
на
РВА
-1
Поиск
повреждения
ОВБ
собирает
ремонтную
схему
на
выключателе
ПС
-1
ОВБ
собирает
изолирующую
схему
на
РВА
-1
ОВБ
собирает
ремонтную
схему
на
РВА
-1
400
мин
(6
ч
40
мин
)
Проведение
персоналом
ОВБ
поиска
повреждения
,
определение
места
повреждения
Проведение
персоналом
ОВБ
аварийно
-
восстановительных
работ
Проведение
диспетчером
и
ОВБ
работ
по
производству
оперативных
переключений
по
восстановлению
нормальной
схемы
электроснабжения
№
3 (72) 2022
46
ной
автоматизации
(
как
отдельно
РВА
,
так
и
комби
-
нация
с
ОМП
)
с
мероприятиями
по
повышению
эле
-
ментной
надежности
,
такими
как
замена
ВЛ
на
ВЛЗ
в
лесной
зоне
,
если
расчеты
показывают
,
что
умень
-
шение
эксплуатационных
затрат
компенсирует
затра
-
ты
на
строительство
ВЛЗ
.
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
ЛИТЕРАТУРА
1.
Приказ
Министерства
энергетики
РФ
от
29
ноября
2016
г
.
№
1256
«
Об
утверждении
Методических
указаний
по
расчету
уровня
на
-
дежности
и
качества
поставляе
-
мых
товаров
и
оказываемых
услуг
для
организации
по
управлению
единой
национальной
(
общерос
-
сийской
)
электрической
сетью
и
территориальных
сетевых
орга
-
низаций
». URL: https://base.garant.
ru/71578114/?.
2.
Энергетическая
стратегия
Рос
-
сийской
Федерации
до
2035
года
.
URL: http://static.government.ru/
media/files/w4sigFOiDjGVDYT4Igs
Apssm6mZRb7wx.pdf.
3.
Гук
Ю
.
Б
.
Анализ
надежности
элек
-
троэнергетических
установок
.
Л
.:
Энергоатомиздат
.
Ленингр
.
отд
-
ние
, 1988. 244
с
.
4.
Анищенко
В
.
А
.
Основы
надеж
-
ности
систем
электроснабжения
.
Минск
:
БНТУ
, 2007. 151
с
.
5.
Канискин
В
.
А
.,
Таджибаев
А
.
И
.
Эксплуатация
силовых
электри
-
ческих
кабелей
.
Часть
6.
Само
-
несущие
изолированные
провода
(
СИП
).
Уч
.
пособие
.
СПб
:
ПЭИПК
,
2003. 44
с
.
6.
СТО
34.01-2.2-032-2017.
Линейное
коммутационное
оборудование
6–35
кВ
—
секционирующие
пун
-
кты
(
реклоузеры
).
Том
1.1 «
Общие
данные
».
Стандарт
организации
ПАО
Россети
».
Дата
введения
14.11.2017. 24
с
.
REFERENCES
1. Order of the Ministry of Energy of
RF dated November, 29th, 2016
no. 1256 "On approval of methodi-
cal guidelines on calculation of the
reliability level, the quality of sup-
plied goods and delivered services
for establishing control over the uni-
fi
ed national (all-Russia) power grid
and regional grid companies". URL:
https://base.garant.ru/71578114/?.
2. Energy strategy of the Russian Fe-
deration until the year 2035. URL:
http://static.government.ru/media/
fi
les/w4sigFOiDjGVDYT4IgsApssm6
mZRb7wx.pdf.
3. Guk Yu. B. Study of reliability of
electric power facilities. Leningrad,
Energoatomizdat Publ., Leningrad
branch, 1988. 244 p. (In Russian)
4. Anishchenko V.A. Basics of power
supply system reliability. Minsk,
BNTU, 2007. 151 p. (In Russian)
5. Kaniskin V.A., Tadzhibaev A.I. Ope-
ration of power cables. Part 6. Self-
supporting insulated wires. Study
guide. Saint Petersburg, PEIPK,
2003. 44 p. (In Russian)
6. Company standard STO 34.01-2.2-
032-2017. Line switching facilities
6-35 kV – sectionalizing points (re-
closers). Volume 1.1 "General data".
Company standard of PJSC Rosseti.
Effective as of 14.11.2017. 24 p. (In
Russian)
Табл
. 4.
Результаты
сравнения
способов
повышения
надежности
Параметр
Сеть
до
модер
-
низации
Рекон
-
струкция
ВЛ
Замена
ВЛ
на
ВЛЗ
Организа
-
ция
дву
-
кратного
АПВ
Установка
РД
Установка
РВА
Установка
РВА
и
ор
-
ганизация
ОМП
Показатели
надежности
SAIDI,
ч
/
год
8,70
6,96
3,63
6,96
4,59
4,28
2,63
SAIFI,
откл
/
год
2,30
1,84
0,96
1,84
1,84
0,61
0,61
Показатели
эффективности
Снижение
SAIDI, %
–
20%
58 %
20%
47%
51%
70%
ARIE
SAIDI
,
у
.
е
./%
–
0,795
0,36
0,020
0,035
0,057
0,041
Снижение
SAIFI, %
–
20%
58 %
20%
20%
73%
73%
ARIE
SAIFI
,
у
.
е
./%
–
0,797
0,36
0,020
0,083
0,040
0,040
Объемы
модернизации
Количество
ретрофитов
,
шт
.
–
0,00
0,00
1,00
1,00
1,00
1,00
Количество
РВА
,
шт
.
–
0,00
0,00
0,00
0,00
2,50
2,50
Количество
РД
,
шт
.
–
0,00
0,00
0,00
2,50
0,00
0,00
Протяженность
ВЛ
,
км
–
15,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
Протяженность
ВЛИ
,
км
–
0,00
15,00
0,00
0,00
0,00
0,00
Стоимость
модернизации
,
у
.
е
.
–
15,90
21,00
0,40
1,65
2,90
2,90
Вспомогательные
параметры
L
поиск
,
км
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
5,00
0,50
Оригинал статьи: Сравнительный анализ мероприятий по повышению надежности передачи электрической энергии в распределительных сетях
Надежность электрических сетей — способность выполнять функции по передаче, распределению и снабжению потребителей электрической энергией в требуемом объеме и нормативного качества. Данный параметр является одним из основных ключевых показателей деятельности любой электросетевой компании. Подходы, применяемые к повышению надежности распределительных электрических сетей, нередко носят эмпирический характер, в итоге не принося должного эффекта с учетом понесенных затрат. В статье рассматривается методика формирования мероприятий по повышению надежности воздушных линий 6–10 кВ как наиболее объемной и проблемной составляющей, участвующей в процессе передачи электрической энергии. Предлагаемые расчеты позволяют сформировать различные подходы к выполнению задач по повышению надежности, начиная от реализации мероприятий по повышению элементной надежности и заканчивая рассмотрением вариантов повышения сетевой надежности, при различных уровнях автоматизации с учетом их затратной части и уровня достижимого эффекта по снижению параметра потока отказов и продолжительности отключений.
