Меню
Главная
Авторизация/Регистрация
 
Главная arrow Техника arrow Инжиниринг объектов интеллектуальной энергетической системы. Проектирование. Строительство. Бизнес и управление

13.6. Модели оценки влияния надежности электрической сети на электроснабжение потребителей

В соответствии с концепцией Международной энергетической комиссии (МЭК), показатели качества напряжения в электрических сетях с контролируемым уровнем эмиссии помех устанавливаются не ниже соответствующих уровней электромагнитной совместимости по каждому виду возмущений. В стандартах IEC 61000-2-2 и IEC 61000-2-12 установлены значения уровней совместимости для кондуктивных помех в электрических сетях напряжением до 35 кВ, с помощью которых учитываются как технические, так и экономические аспекты обеспечения производителями аппаратуры сбалансированного уровня ее помехоустойчивости и помехоэмиссии.

На основании этих значений уровней совместимости европейской организацией CENELEC в европейском международном стандарте EN 50160:2010 «Voltage characteristics of electricity supplied by public electricity networks» («Характеристики напряжения электричества, поставляемого общественными сетями электроснабжения») были установлены характеристики напряжения электроснабжения для сетей напряжением до 150 кВ. Стандарт EN 50160:2010 принят в качестве национального стандарта всеми странами Евросоюза, являющимися членами CENELEC.

Данный стандарт, по сути, устанавливает основные характеристики такого товара, как электроэнергия, которые должны учитываться при составлении договоров между потребителем и поставщиком, поэтому он и должен рассматриваться исключительно с этой точки зрения. В то же время очевидно, что качество электроэнергии при её поставке может быть обеспечено в случае, если приняты соответствующие меры на всех стадиях жизненного цикла ЭЭС — нри проектировании, строительстве и эксплуатации не только электросетевых объектов, но и электрических станций.

В странах ЕС, США, Канаде и ряде других стран введены в употребление такие две основные характеристики оценки качества бесперебойности электроснабжения, как показатели SAIDI и SAIFI. Иногда эти величины, а также иные интегральные показатели, применяемые в исследовательских целях, называют метриками надежности*.

Показатель SAIFI (System average interruption frequency index) — это индекс средней частоты отключений потребителей в системе электроснабжения в течение какого-то интервала времени (чаще всего в течение одного календа- рого года), а показатель SAIDI (System average interruption duration index) — индекс средней длительности отключений потребителей в этой системе.

Таким образом,

где — общее число отключений потребителей; NT — общее число

обслуживаемых потребителей; г. — продолжительность каждого отключения (или время восстановления электроснабжения).

Иногда применяют ещё и показатель CAIDI (Customer average interruption duration index) — индекс средней продолжительности отключений одного потребителя, который вычисляется по известным SAIDI и SAIFI как

С 1 января 2013 г. введен в действие российский аналог EN 50160:2010 — ГОСТ Р 54119—2010 [21.20], требования которого применяют при установлении норм качества электроэнергии в электрических сетях общего назначения, присоединенных к ЕЭС России, а также в электрических сетях изолированных систем электроснабжения общего назначения.

Надежность электроснабжения в отношении подачи напряжения потребителям характеризуется в стандарте двумя понятиями:

прерывание напряжения — ситуация, при которой напряжение в точке передачи электрической энергии менее 5 % опорного напряжения;

провал напряжения — временное уменьшение напряжения в конкретной точке электрической системы ниже установленного порогового значения. В настоящем стандарте пороговое значение начала провала считается равным 90 % опорного напряжения.

Вместе с тем в рассматриваемом стандарте указано, что, учитывая непредсказуемость ряда явлений, влияющих на напряжение, «... не представляется возможным установить определенные допустимые границы значений для соответствующих характеристик напряжения. Поэтому изменения характеристик напряжения, связанные с такими явлениями, например, как

' См., например, следующую литературу:

  • 1) IEEE Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices: IEEE Standard 1366, 2003;
  • 2) E. Brown Richard. Electric Power Distribution Reliability. Marcel: Dekker, 2002;
  • 3) Kjolle Gerd, Sand Kjell. RELRAD- An Analytical Approach For Distribution System Reliability Assessment // IEEE Transactions on Power Delivery, April 1992.

провалы и прерывания напряжения, перенапряжения и импульсные напряжения, в настоящем стандарте не нормируются. При заключении договоров на поставку или передачу электрической энергии следует учитывать статистические данные, относящиеся к таким характеристикам ...».

Прерывания напряжения относят (см. п. 4.3.1 стандарта):

  • • к создаваемым преднамеренно, если пользователь электрической сети информирован о предстоящем прерывании напряжения;
  • • к случайным, вызываемым длительными или кратковременными неисправностями, обусловленными в основном внешними воздействиями, отказами оборудования или влиянием электромагнитных помех.

Создаваемые преднамеренно прерывания напряжения, как правило, обусловлены проведением запланированных работ в электрических сетях. Случайные прерывания напряжения подразделяются:

  • • на длительные (более 3 мин);
  • • кратковременные (не более 3 мин).

Ежегодная частота длительных прерываний напряжения в значительной степени зависит от особенностей системы электроснабжения (в первую очередь от применения кабельных или воздушных линий) и климатических условий. Наиболее вероятная длительность кратковременных прерываний напряжения составляет менее нескольких секунд.

В трехфазных системах электроснабжения к прерываниям напряжения относят ситуацию, при которой напряжение равно менее 5 % опорного напряжения во всех фазах. Если такое напряжение существует не во всех фазах, ситуацию рассматривают как провал напряжения. Характеристики кратковременных прерываний напряжения приведены в ГОСТ Р 54119—2010.

Порядок определения показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению Единой национальной энергетической сетью (ОАО «ФСК ЕЭС») и территориальных сетевых организаций установлен постановлением Правительства РФ от 31.12.2009 г. № 1220 «Об определении применяемых при установлении долгосрочных тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг» [21.21].

В развитие этого документа подготовлены и опубликованы «Методические указания по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций» (утверждены приказом Минэнерго России от 29.06. 2010 г. № 296) [21.22]. В них, в частности, содержатся следующие положения:

«... 2.1. Уровень надежности оказываемых услуг потребителям услуг определяется продолжительностью прекращений передачи электрической энергии в отношении потребителей услуг электросетевой организации в течение расчетного периода регулирования.

Для целей настоящих Методических указаний под продолжительностью прекращения передачи электрической энергии в отношении потребителя услуг понимается интервал времени от момента возникновения технологического нарушения на объектах электросетевой организации, сопровождаемого полным (частичным) прекращением передачи электрической энергии потребителю услуг, приведшим к нарушениям энергоснабжения конечных потребителей электрической энергии, до момента устранения технологического нарушения на объектах данной электросетевой организации, но не превышающий интервал времени до момента восстановления энергоснабжения конечных потребителей электрической энергии.

Для целей расчета значений показателя уровня надежности оказываемых услуг рассматриваются все прекращения передачи электрической энергии потребителю услуг в результате технологических нарушений на объектах электросетевой организации, имеющие продолжительность свыше времени автоматического восстановления питания (автоматическое повторное включение, автоматический ввод резерва), за исключением случаев, произошедших в результате технологических нарушений, отключений, переключений в сетях смежных электросетевых организаций, в сетях организаций, осуществляющих деятельность по производ- ствуи (или) передаче электрической энергии (мощности), в сетях потребителей услуг, а также по инициативе Системного оператора и (или) при осуществлении в пределах охранных зон объектов электросетевого хозяйства согласованных электросетевой организацией действий в порядке, предусмотренном Правилами установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 24 февраля 2009 г. № 160 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, № 10, ст. 1220), равно как и в результате обстоятельств непреодолимой силы либо сверхрасчетных природно-климатических нагрузок (условий) или вследствие иных обстоятельств, исключающих ответственность электросетевой организации, рассматриваются как перерывы (нарушения) электроснабжения (далее — перерыв электроснабжения).

2.2. Для целей использования при государственном регулировании тарифов значение показателя уровня надежности оказываемых услуг определяется продолжительностью прекращений передачи электрической энергии п).

Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии Пп в каждом расчетном периоде регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования определяется по формуле

где Тар — фактическая суммарная продолжительность всех прекращений передачи электрической энергии потребителям услуг за расчетный период регулирования, ч; NT п — максимальное за расчетный период регулирования число точек присоединения потребителей услуг к электрической сети электросетевой организации, в том числе принятых в опытно-промышленную эксплуатацию, шт.

2.3. Учет данных первичной информации, используемой при расчете уровня надежности оказываемых услуг, производится путем заполнения электросетевой организацией формы 1.1 прил. № 1 к настоящим Методическим указаниям.

Журнал учета текущей информации о прекращениях передачи электрической энергии для потребителей услуг электросетевой организации (форма 1.1 прил. № 1 к настоящим Методическим указаниям) заполняется ежемесячно при сборе отчетных данных о произошедших технологических нарушениях в данной электросетевой организации.

2.4. Расчет показателя уровня надежности оказываемых услуг осуществляется электросетевой организацией по форме 1.2 прил. № 1 к настоящим Методическим указаниям ...».

Таким образом, понятие прекращение подачи напряжения, анализируемое в [21.22], эквивалентно понятию прерывание напряжения, приведенному в ГОСТ Р 54119—2010.

Из сравнения рассмотренных выше показателей надежности, принятых в международной практике и установленных российскими нормами [21.22], видно, что

если считать, что число точек присоединений потребителей (для вычисления Пп) равно числу обслуживаемых потребителей (для вычисления SAIDI), что имеет место в сетях низкого напряжения при обслуживании физических лиц и мелкомоторной нагрузки.

Для целей инжиниринга показатели надежности SAIDI, SAIFI и др. не имеют прямого практического значения. Для нового строительства, расширения, реконструкции и технического перевооружения электросетевых объектов необходимо знать, как каждый сетевой элемент влияет на интегральные показатели оказания услуг по передаче электрической энергии, электроснабжению, технологическому присоединению электроустановок потребителей к сетям сетевых компаний. Иными словами, следует установить зависимость множества структурных параметров St сетевых объектов, характеризующих их устройство, от этих показателей:

что является в общем виде нетривиальной проблемой, которая поддается строгой математической формализации только в исключительных случаях. Существует ряд алгоритмов, позволяющих проводить анализ надежности с помощью методов[1] Монте-Карло, параметров потоков отказов (цепей Маркова) и т.п. Однако чаще всего проблему развития сетей решают эмпирическим путем, анализируя эксплуатационные данные сетевых элементов и выявляя точечно те из них, которые оказывают наибольшее негативное влияние на интегральные показатели надежности.

  • [1] Koval D.O. Zone Branch Reliability Methodology for Analyzing Industrial Power Systems // IEEETransactions on Industry Applications, October-2000; Distribution System Reliability Assessment UsingHierarchical Markov Modeling / R.E. Brown, S. Gupta, R.D. Christie et al // IEEE Transactions on PowerDelivery, October 1996: Billinton R., Wang Peng. Teaching Distribution System Reliability EvaluationUsing Monte Carlo Simulation // IEEE Transactions on Power Systems, May 1999.
 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ ОРИГИНАЛ   След >
 

Популярные страницы