Сравнительный анализ мероприятий по повышению надежности передачи электрической энергии в распределительных сетях

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