Specific Indicators of the Consequences of Outages in 110 kV Electrical Networks

Full Text

ВВЕДЕНИЕ

Проблемы технологических отключений в электрических сетях 110 кВ особенно актуальны для Российской Федерации, где эти сети являются районными и имеют большую протяженность. Надежность данных сетей непосредственно влияет на надежность электроснабжения сельских потребителей, так как основная доля сетей 110 кВ приходится на сельскую местность. При этом их износ составляет по некоторым источникам до 92 % [1].

Сравнение последствий отключений в электрических сетях 110 кВ и 0,4 кВ позволит рационально выстраивать стратегии их проектирования и строительства. Это возможно за счет решения противоречий между необходимостью, с одной стороны, повышать надежность оборудования, конструкций электрических сетей обоих классов напряжения, другой – потребностью в сокращении удельных капитальных вложений и эксплуатационных издержек на километр строящихся и обслуживаемых сетей. Оценку целесообразно проводить по удельным показателям последствий отключений, что дает возможность масштабировать получаемые результаты. Ранее получены удельные показатели по сетям 0,4 кВ, поэтому актуальной является задача оценки удельных показателей последствий отключений в электрических сетях 110 кВ для их последующего сравнения с аналогичными показателями по сетям других классов напряжения, в частности 0,4 кВ.

Цель исследования – провести сравнительный анализ удельных показателей надежности, характеризующих последствия отключений электрических сетей с напряжением110 кВ и 0,4 кВ.

Задачи исследования сводятся к следующему:

– провести статистический анализ аварийных и плановых отключений воздушных линий 110 кВ Орловской области за период с 2018 по 2023 г. и вызванных ими последствий;

– рассчитать удельные показатели надежности, характеризующие последствия отключений в электрических сетях 110 кВ: количество отключенных потребителей, суммарный недоотпуск электроэнергии и др.;

– выполнить анализ рассчитанных удельных показателей по сетям 110 кВ и их сравнение с аналогичными по электрическим сетям 0,4 кВ.

ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ

В научной литературе широко освещен вопрос причин возникновения технологических отключений в сетях 110 кВ и разработке мероприятий по их устранению и снижению. В частности, в работе С. В. Смоловика, Ф. Х. Халилова исследованы причины утренних отключений воздушных линий (ВЛ) 110 кВ. Проведенный авторами анализ позволил выявить влияние сезонности метеорологических факторов на сезонность числа отключений по годам и времени суток [2]. Кроме того, рассмотрены причины и виды повреждений сетей 110 кВ [3; 4], проанализированы показатели аварийности данных сетей, предложены рекомендации по их устранению [5–7].

А. В. Виноградовым анализируется состояние оборудования сетей 110 кВ как фактор, непосредственно влияющий на показатели их надежности [8].

Требования по обеспечению нормативного уровня надежности электроснабжения потребителей как в нормальных, так и в послеаварийных режимах работы сети все больше ужесточаются. При этом методики расчетов надежности электроснабжения на нормативном уровне не корректируются. В то же время ряд ученых актуализирует информацию по современным показателям надежности электроснабжения [9; 10]. Проводится сравнительный анализ зарубежного и отечественного опыта нормирования надежности распределительных сетей [11].

Помимо анализа причин технологических отключений предлагаются решения по оптимизации расчетов надежности ВЛ 110 кВ. Предложен метод расчета показателей надежности ВЛ на основе данных по их протяженности с учетом сезонной нестационарности потока отказов линий ¹.

Ряд исследований посвящен применению методов искусственного интеллекта для прогнозирования отказов [12; 13], точной классификации неисправностей [14]. Зарубежные ученые рассмотрели метод искусственного интеллекта для прогнозирования отключений в распределительных электрических сетях во время неблагоприятных погодных условий [15; 16].

Статистические данные об отключениях для нескольких районов Северо-Кавказского региона были исследованы А. М. Исуповой [17]. Автор акцентировала внимание на необходимости учета региональных особенностей исследуемого района. Так, для горной местности характерно функционирование сельских электрических сетей в условиях повышенной гололедной и ветровой нагрузки, особенно в весенние месяцы, что приводит к повышенному выходу из строя проводов, изменению положения опор и возможной их поломке. Кроме того, рассмотрен вопрос о нерациональном применении показателей надежности оказываемых услуг с помощью показателя средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi) и показателя средней частоты прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaifi) для рассмотрения эксплуатационных задач энергосистемы, так как они более показательны для энергосбытовой деятельности.

В рассмотренных работах, а также в других исследованиях не представлены данные об удельных показателях, характеризующих последствия отключений, таких как отключенная мощность на одного потребителя, отключенная мощность на одно отключение, время перерыва в электроснабжении на одно отключение, которые могли бы охарактеризовать последствия отключений в электрических сетях 110 кВ. Исследование данных показателей проводится в настоящей работе на примере электрических сетей Орловской области. Подобные показатели, также на примере Орловской области, оценены для сетей 0,4 кВ [18]. Это позволяет сравнить последствия отключений в сетях 110 и 0,4 кВ для одного региона.

МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ

Объект исследования

Объектом исследования являются электрические сети 110 кВ Орловской области, предметом – удельные показатели их надежности, характеризующие последствия отключений в них.

Материалы исследования

Проведен статистический анализ аварийных и плановых отключений ВЛ 110 кВ Орловской области за период с 2018 по 2023 г. и вызванных ими последствий. Исходные данные взяты из журналов отключений по «Орелэнерго» (филиал ПАО «Россети Центр»). В журналах для каждого класса напряжения приводятся данные по времени начала и окончания отключения (аварийного или планового), указывается конкретная линия, на которой произошло отключение. Также приводятся сведения о количестве отключенных конечных потребителей (точек подключения), ущербе от отключения, отключенной мощности и др. Общее количество отключенных точек подключения при отключениях на линиях электропередачи (ЛЭП) 110 кВ указывается с учетом точек, запитанных на более низких напряжениях. Это связано с тем, что отключение ЛЭП 110 кВ может привести к отключениям и в сетях 35, 10, 6 и 0,4 кВ в случае, если не было обеспечено сетевое резервирование ЛЭП 110 кВ. Полученные из журналов данные были использованы для расчета удельных показателей надежности, характеризующих последствия отключений. Общая протяженность анализируемых сетей составила более 1 700 км (изменяясь от 1 737,8 км в 2018 г. до 1 733,8 км в 2023 г.) [8]. В рассматриваемых электрических сетях Орловской области, по оценке на январь 2022 г., в очень хорошем состоянии со степенью физического износа менее 15 % находились 34 ВЛ 110 кВ (52 % от общего их количества в регионе); в хорошем состоянии со степенью физического износа в диапазоне от 15 до 30 % – 25 ВЛ 110 кВ (38 %); в удовлетворительном состоянии со степенью износа 30–50 % – 6 ВЛ 110 кВ (9 %). Линий, находящихся в неудовлетворительном и критическом состоянии на конец января 2022 г., не выявлено [8].

Методы и процедура исследования

Количество отключенных потребителей принималось по количеству точек присоединения (жилые дома, производственные объекты и т. п.). Суммарно отключенная мощность определялась на основе фактических замеров мощности в режимные дни на отходящих от подстанций линиях. При отключении конкретной линии замеренная в режимный день мощность принималась в качестве отключенной. Суммарный недоотпуск электроэнергии определялся с учетом отключенной мощности и продолжительности перерыва в электроснабжении. Кроме того, определен поток отключений по аварийным и плановым отключениям, а также общий на 100 км, год^–1.

Поток отключений ω(t), год^–1 на 100 км протяженности линий или 100 единиц оборудования определялся как отношение числа отказов (или плановых отключений) восстанавливаемого объекта (ЛЭП или другое оборудование) за рассматриваемый год n_ac/pli, откл. к общему числу наблюдаемых объектов, ед.:

где L – протяженность ЛЭП, км, или число оборудования, шт.;  n_ac/pl  – количество аварийных или плановых отключений за заданный период времени, ед.

Удельное количество отключенных потребителей на одно отключение для каждого года N_sg , ед./откл. определялось как отношение числа отключенных (аварийно или планово) потребителей N_ac/pl ,  ед. соответственно к числу аварийных или плановых отключений n_ac/pl   откл. в течение каждого рассматриваемого года:

Удельная отключенная мощность на одно отключение P_sd , МВт/откл., определялась как отношение суммарно отключенной мощности, P_ac/pli , МВт на количество отключений n_ac/pli , откл.:

 

Удельная отключенная мощность на одного потребителя P_sc , МВт/потр. определялась как отношение суммарно отключенной мощности P_ac/pli , МВт на количество отключенных потребителей m_ac/pli , ед.:

Удельное время перерыва в электроснабжении на одно отключение T_sd , ч/откл. рассчитывалось как отношение суммарного времени перерыва в электроснабжении за рассматриваемый год T_ac/pli  к количеству отключений n_ac/pli , откл.:

Удельный недоотпуск электроэнергии на одно отключение W_sd , МВт ∙ ч/откл. и на одного потребителя W_sc , МВт ч/потр. рассчитывались соответственно, как отношение суммарного недоотпуска электроэнергии W_ac/pli к количеству отключений, или к количеству отключенных потребителей:

Полученные значения удельных показателей сравнивались с аналогичными значениями по сетям 0,4 кВ [18].

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

В таблице 1 приведены общие показатели надежности рассматриваемых сетей ВЛ 110 кВ за период с 2018 по 2023 г. Определено количество отключений в год, суммарная длительность перерывов в электроснабжении, суммарно отключенная мощность за год, количество отключенных потребителей и суммарный недоотпуск электроэнергии.

 

Таблица  1. Общие показатели надежности воздушных линий 110 кВ за период с 2018 по 2023 г.
Table  1. Overall reliability indicators of 110 kV overhead electrical power lines  for the period from 2018 to 2023

Причина отключений / Reason for outages	2018 г. / year	2019 г. / year	2020 г. / year	2021 г. / year	2022 г. / year	2023 г. / year	Среднее за 2018–2023 гг. / Average for 2018–2023
Количество отключений в год/ Number of outages per year
Аварийные отключения, ед.  / Emergency outages, units	57,0	51,0	49,0	44,0	1,0	43,0	40,8
Процент аварийных отключений к общему числу / Percent of emergency outages to the total number	59,4	55,4	65,3	54,3	50,0	39,4	54,0
Плановые отключения, ед. / Scheduled outages, units	39,0	41,0	26,0	37,0	1,0	66,0	35,0
Процент плановых отключений к общему числу / Percent of planned outages to total number	40,6	44,6	34,7	45,7	50,0	60,6	46,0
Всего, ч / Total, h	96,0	92,0	75,0	81,0	2,0	109,0	75,8
Суммарная длительность перерывов в электроснабжении / Total duration of electrical  power supply interruptions
По причине аварийных отключений, ч / Due to emergency outages, h	4,6	5,1	4,2	2,4	1,7	0,4	3,07
Процент по причине аварийных отключений к общему времени / Percent due to emergency outages  to total time	100,0	100,0	100,0	0,2	14,2	5,6	53,32
По причине плановых отключений, ч / Due to scheduled outages, h	0	0	0	1112,6	10,3	6,8	188,30/3,42*
Процент по причине плановых отключений к общему времени / Percent due to planned outages to total time	0	0	0	99,8	85,8	94,4	46,68/36,04*
Всего, ч / Total, h	4,6	5,1	4,2	1115,0	12,0	7,2	191,35/6,60*
Суммарно отключенная мощность за год / Total cut-off  power for the year
По причине аварийных отключений, МВт / Due to emergency shutdowns, MW	17,128	22,9	12,4	15,9	4,80	4,5	12,9
По причине плановых отключений, МВт / Due to planned outages, MW	0	0	0	36,5	1,07	3,6	6,9/0,934*
Всего, МВт / Total, MW	17,128	22,9	12,4	52,4	5,87	8,1	19,8/13,3*
Количество отключенных потребителей, ед. / Number of disconnected consumers, units
По причине аварийных отключений / Due to emergency outages	45 954	17 724	11 335	16 031	913,9	846	15 467,3
По причине плановых отключений / Due to planned outages	0	0	0	154 234	1 891,1	13 945	28 345,0/ 3 167,2*
Всего / Total	45 954	17 724	11 335	170 265	2 805,0	14 791	43 812,3/ 18 521,8*
Суммарный недоотпуск электроэнергии / Total electrical power undersupply
По причине аварийных отключений, МВт∙ч / Due to emergency outages, MW∙h	78,7888	116,79	52,08	38,16	8,160	1,80	49,3
По причине плановых отключений, МВт∙ч / Due to planned outages, MW∙h	0	0	0	40 609,90	11,021	24,48	6774,2/7,1*
Всего, МВт∙ч / Total, MW∙h	78,7888	116,79	52,08	40 648,06	19,181	26,28	6823,5/58,6*

 

Примечание: ^* – показатель рассчитан без учета значений «аномального» 2021 г.
Note: ^* – the indicator is calculated without taking into account the values of the “abnormal” 2021.

Источник: Таблицы 1,2 составлены авторами статьи на основании материалов анализа журналов отключений за 2018–2023 годы
Sourse: Tables 1,2 were compiled by the authors of the article based on the analysis of outage log books for 2018–2023

 

В таблице 1 ряд показателей определялся дополнительно без учета значений 2021 г. Это связано с тем, что в 2021 г. аномально высокими являлись значения суммарной длительности перерывов в электроснабжении по причине плановых отключений, которая составила 1 112,6 ч, в то время как в другие годы она не превышала 11 ч. Поэтому при использовании средних значений учитывать этот год не рационально. Аномалия была вызвана необходимостью планового отключения подстанций и линий 110 кВ без возможности резервирования питания потребителей при близком количестве отключений по сравнению с другими годами (37 отключений в год при среднем значении 35 отключений в год). Такие ситуации являются исключительными. Вместе с тем наличие в проанализированных данных подобной аномалии имеет практическую пользу, заключающуюся в оценке возможных последствий подобных сценариев плановых отключений. Так, суммарный недоотпуск электроэнергии вследствие плановых отключений при данном сценарии вырос до 40 609,9 МВт в год при среднем значении, не учитывающем «аномальный» год, – 7,1^* МВт в год. Значение суммарного недоотпуска электроэнергии из-за плановых отключений 7,1^* МВт в год более показательно, так как логично, что при плановых отключениях стремятся избежать неоправданного недоотпуска, запитывая потребителей по резервным схемам. Средний аварийный недоотпуск в среднем составляет 49,3 МВт, что в семь раз больше среднего планового.

Наблюдается неравномерность распределения всех показателей по годам. Длительные отключения в 2021 г., связанные с проведением реконструкции сетей 110 кВ, повлияли на то, что состояние сетей 110 кВ в регионе на 2022 г. можно было охарактеризовать в среднем как хорошее [8]. Реконструкция сетей стала причиной того, что аварийных и плановых отключений в 2022 г. почти не было. В 2023 г. наблюдался рост плановых отключений до 66 раз в год. На рост количества плановых отключений в 2021 г. сильно повлияла пандемия COVID-19 в 2020 г. и связанная с ней самоизоляция, так как возникла сложность планирования и проведения плановых ремонтов сетей 110 кВ.

Результаты расчета удельных показателей надежности, характеризующих последствия отключений, представлены в таблице 2.

 

Таблица 2. Расчетные удельные показатели надежности
Table 2. Estimated specific reliability indexes

Причина отключений / Reason for outages	2018 г. / year	2019 г. / year	2020 г. / year	2021 г. / year	2022 г. / year	2023 г. / year	Среднее за 2018–2023 гг. / Average for 2018–2023
Поток отключений на 100 км, год–1 / Outage flow per 100 km, year–1
По причине аварийного  отключения / Due to emergency outages	3,28	2,94	2,82	2,53	0,06	2,48	2,4
По причине преднамеренного отключения / Due to intentional outages	2,25	2,36	1,50	2,13	0,06	3,80	2,0
По всем причинам / For all reasons	5,53	5,30	4,32	4,67	0,12	6,28	4,4
Удельное количество отключенных потребителей на одно отключение, ед./откл. /  Specific number of disconnected consumers per one outage, unit/outages
По причине аварийного отключения / Due to emergency outages	806	347	231	364	914	20	447
По причине преднамеренного отключения / Due to intentional outages	0	0	0	4 168	1 891	211	1 045
По всем причинам / For all reasons	806	347	231	4 532	2 805	231	1 492
Удельная отключенная мощность на одно отключение, МВт/откл. /  Specific disconnected capacity per one outage, MW/disabling
На одно аварийное отключение / Per one emergency outage	0,30	0,45	0,25	0,36	4,80	0,10	1,0
На одно плановое отключение / Per one planned outage	0,00	0,00	0,00	0,99	1,07	0,05	0,4
По всем причинам / For all the reasons	0,18	0,25	0,17	0,65	2,94	0,07	0,7
Удельная отключенная мощность на одного потребителя, МВт/потр. /  Specific disconnected capacity per consumer, MW/consumer
При аварийном отключении / In case of emergency outage	0,0004	0,0013	0,0011	0,00100	0,00530	0,00530	0,0024
При плановом отключении / In case of planned outage	0	0	0	0,00024	0,00057	0,00026	0,0002
По всем причинам / For all the reasons	0,0004	0,0013	0,0011	0,00124	0,00587	0,00556	0,0026
Удельное время перерыва в электроснабжении на одно отключение, ч/откл. /  Specific time of electrical power supply interruption per one outage, h/disabling
По причине аварийных отключений / Due to emergency outages	0,08	0,10	0,09	0,05	1,70	0,01	0,30
По причине плановых отключений / Due to planned outages	0	0	0	30,07	10,30	0,10	6,70/2,08*
По всем причинам / For all reasons	0,08	0,10	0,09	13,77	6,00	0,07	3,30/1,30*
Удельный недоотпуск электроэнергии на одно отключение, МВт·ч/откл. /  Specific undersupply of electrical power per one outage, MW h/disabling
При аварийных отключениях / During emergency shutdowns	1,38	2,29	1,06	0,87	8,16	0,04	2,30
При плановых отключениях / During planned shutdowns	0	0	0	1097,56	11,02	0,37	184,83/2,28*
По всем причинам / For all reasons	0,82	1,27	0,69	501,83	9,59	0,24	85,74/2,52*
Удельный недоотпуск электроэнергии на одного потребителя, МВт·ч/потр. /  Specific underproduction of electricity per consumer, MW h/consumer
При аварийных отключениях / During emergency outages	0,002	0,007	0,005	0,002	0,009	0,002	0,0045
При плановых отключениях / During planned outages	0	0	0	0,263	0,006	0,002	0,05/0,0016*
По всем причинам / For all reasons	0,002	0,007	0,005	0,239	0,007	0,002	0,04/0,002*

 

Примечание: ^* – показатель рассчитан без учета значений «аномального» 2021 г.
Note: ^* – the indicator is calculated without taking into account the values of the “abnormal” 2021.

В приведенных показателях (табл. 2) также дополнительно определены значения, не учитывающие «аномальный» 2021 г., что позволяет получить более достоверные средние значения показателей.

Следует отметить довольно равномерные значения потоков как аварийных (среднее значение 2,4 год^–1 на 100 км), так и плановых (среднее значение 2,4 год^–1 на 100 км) отключений при среднем потоке отключений по всем причинам 4,4 год^–1 на 100 км.

Удельная аварийная отключенная мощность на одно отключение характеризует мощность, которая была отключена в результате одного инцидента. Ее значения варьируются от наивысших значений в 2022 г. – 4,80 МВт, до минимальных в 2023 г. – 0,10 МВт, а среднее значение за шесть лет составило 1 МВт. Если сравнить эти значения со средней удельной аварийной отключенной мощностью по сети 0,4 кВ (0,02 МВт) [15], то можно сделать вывод, что последствия аварийных отключений в сети 110 кВ по этому показателю в среднем примерно в 50 раз превосходят последствия отключений в сети 0,4 кВ. Последствия плановых отключений (0,4 и 0,05 МВт соответственно) отличаются примерно в восемь раз. По всем причинам отключений (0,7 и 0,04 МВт соответственно) рассматриваемый показатель выше в 17,5 раз для сетей 110 кВ. Это связано с тем, что при отключении в сети 110 кВ одновременно отключается большее количество потребителей.

Интерес представляет сравнение показателя удельного времени перерывов в электроснабжении на одно отключение, среднее значение которого для сети 110 кВ составляет 1,3^* ч при средних аварийных 0,3 ч и средних плановых 2,08^* ч. Для сетей 0,4 кВ значения аналогичных показателей составляют 2,4, 1,6 и 3 ч соответственно [18]. Следовательно, среднее время аварийных перерывов на одно отключение в сетях 0,4 кВ более чем в пять раз превышает время перерыва в сетях 110 кВ. По плановым перерывам отношение составляет более 1,4 раза, а по всем причинам – более 2 раз. Это связано прежде всего с различной конфигурацией сетей 110 и 0,4 кВ. В сетях 110 кВ имеются возможности резервирования при большей части плановых отключений, в то время как в сетях 0,4 кВ таких возможностей, как правило, нет [19].

Таким образом, удельный недоотпуск электроэнергии на одного потребителя при аварийных отключениях колеблется в небольших пределах с наибольшим значением 0,009 МВт·ч в 2022 г. При плановых отключениях наблюдается более значительное изменение. Например, в 2021 г. значение составило 0,263 МВт·ч, затем резко упало в 2023 г., а в 2022 г. снова увеличилось до 0,05 МВт·ч, что указывает на изменения в планировании и управлении отключениями, а также на различия в потреблении электроэнергии в зависимости от года. Среднее значение показателя без учета 2021 г. составило по всем причинам 0,002^* МВт·ч, по аварийным отключениям – 0,0045 МВт·ч, а по плановым отключениям – 0,0016^* МВт·ч. Для сети 0,4 кВ аналогичные показатели составляют 6,5, 2,4 и 4,7 МВт·ч [19], т. е. они выше более чем в 3 250, 530 и 2 937 раз соответственно. Это связано со значительно большим удельным количеством отключенных потребителей на одно отключение, которое в сетях 110 кВ для аварийных отключений составляет 379,1 отключенного потребителя на одно отключение, а в сетях 0,4 кВ – 14,8 отключенных потребителей на одно отключение. Также это связано с отсутствием возможности резервирования питания потребителей в сетях 0,4 кВ, то есть недостатками их конфигурации.

Удельный недоотпуск электроэнергии на одно отключение в сетях 110 кВ составляет в среднем по всем видам отключений 2,52^* МВт·ч, по аварийным – 2,30 МВт·ч, по плановым – 2,28^* МВт·ч. По сетям 0,4 кВ это соответственно 41,1, 239,1 и 252 МВт·ч для нагрузки, содержащей как коммунально-бытовую, так и производственную части [18], т. е. в 18, 104 и 100 раз больше соответственно. Причина такой разницы также в недостатках конфигурации сетей 0,4 кВ.

Полученные в ходе анализа данные позволяют провести сравнительную характеристику последствий отключений в сетях 110 и 0,4 кВ, которая может использоваться при обосновании решений при создании проектов строительства новых сетей или их реконструкции. Сравнение показывает, что, несмотря на большие значения удельной суммарной отключенной мощности в сетях 110 кВ, удельные значения по таким показателям как удельное время перерывов в электроснабжении, удельный недоотпуск электроэнергии на одного потребителя и на одно отключение гораздо выше в сетях 0,4 кВ, что связано с недостатками конфигурации данных сетей, отсутствием возможности автоматического резервирования в них. Эти недостатки и заложенные в конструкции сетей невысокие показатели надежности приводят к тому, что средний суммарный недоотпуск по всем причинам в сетях 0,4 кВ составляет 441 402,24 МВт·ч в год, а в сетях 110 кВ –  58,6^* МВт·ч в год, т. е. в сетях 0,4 кВ он более чем в 7 500 раз больше. Данное явление естественно, так как число отключений в сетях 0,4 кВ составляет в среднем 3 904 год^–1, в то время как в сетях 110 кВ среднее количество отключений меньше более чем в 51 раз и составляет 75,8 год^–1.

Таким образом, суммарные последствия от аварийности в электрических сетях 0,4 кВ превышают последствия от аварийности в сетях 110 кВ. Если учесть, что эксплуатация сетей 0,4 кВ требует кратно больших затрат в связи с более высокой их протяженностью и аварийностью, то можно сделать вывод, что необходимо пересмотреть нормы проектирования сетей 0,4 кВ в сторону повышения требований к надежности их конструкции, что позволит в разы сократить ущерб как для сельских потребителей, так и для электросетевых организаций.

ОБСУЖДЕНИЕ И ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Сравнение таких показателей, как удельное количество отключенных потребителей и значение отключенной мощности на одно отключение, удельный недоотпуск электроэнергии на одно отключение и на одного потребителя, удельное время перерывов на одно отключение и других по электрическим сетям разных классов напряжения, позволяют оценить последствия отключений в данных сетях и сравнить их между собой.

Анализ статистических данных с 2018 по 2023 г. по аварийным и плановым отключениям в электрических сетях 110 кВ на примере Орловской области позволил определить удельные показатели надежности и сравнить их с аналогичными показателями для сетей 0,4 кВ. Сравнение показало, что удельная отключенная мощность на одно отключение в среднем примерно в 17,5 раз выше в сетях 110 кВ с учетом как аварийных, так и плановых отключений. В сетях 0,4 кВ среднее удельное время перерывов в электроснабжении на одно отключение более чем в 2 раза превышает данный показатель для сетей 110 кВ. Удельный недоотпуск электро­энергии на одного потребителя в сетях 0,4 кВ выше, чем в сетях 110 кВ, более чем в 3 250 раз по всем причинам отключений, а удельный недоотпуск электроэнергии на одно отключение в сетях 0,4 кВ выше в 18 раз. Средний суммарный недоотпуск электроэнергии в год с учетом плановых и аварийных отключений в сетях 0,4 кВ превышает аналогичный показатель сетей 110 кВ более чем в 7 500 раз.

Исследование показало, что суммарные годовые последствия от аварийности в электрических сетях 0,4 кВ превышают последствия от аварийности в сетях 110 кВ. Это связано с тем, что при проектировании конструктивных элементов сетей 0,4 кВ закладываются более низкие показатели надежности, а также с недостатками конфигурации сетей 0,4 кВ. Эти недостатки заключаются в отсутствии решений по применению средств секционирования и резервирования сетей, других средств управления их конфигурацией. Если учесть, что эксплуатация сетей 0,4 кВ требует кратно больших затрат в связи с более высокой их протяженностью и аварийностью, то рациональным будет пересмотр норм проектирования сетей 0,4 кВ в сторону повышения требований к надежности их конструкции и создания возможностей управления конфигурацией, в первую очередь с целью автоматического резервирования питания потребителей.

 

¹ Базан Т.В., Галабурда Я.В., Иселенок Е.Б. Анализ отключений воздушных линий 35–750 кВ. Актуальные проблемы энергетики. Электроэнергетические системы. Минск: БНТУ; 2020.  С. 114–116. https://rep.bntu.by/handle/data/73524/recent-submissions?offset=20

About the authors

Alina V. Vinogradova

Federal Scientific Agroengineering Center VIM; Orel State Agrarian University named after N. V. Parakhin; Russian State Agrarian University – Moscow Timiryazev Agricultural Academy

Author for correspondence.
Email: alinawin@rambler.ru
ORCID iD: 0000-0002-8935-7086
SPIN-code: 8836-8684
Scopus Author ID: 57204152403
ResearcherId: AAM-9111-2021

Cand.Sci. (Eng.), Leading Researcher at the Laboratory of Power Supply, Electrical Equipment and Renewable Energy; Associate Professor of the Department of Power Supply; associate Professor of the Department of Power Supply and Thermal Power Engineering

5 Institutsky Passage 1st, Moscow 109428, Russian Federation; 69 Generala Rodina St., Orel 302019, Russian Federation; 49 Timiryazevskaya St., Moscow 127434, Russian Federation

Alexander V. Vinogradov

Orel State Agrarian University named after N. V. Parakhin; Russian State Agrarian University – Moscow Timiryazev Agricultural Academy

Email: winaleksandr@rambler.ru
ORCID iD: 0000-0002-8845-9718
SPIN-code: 6652-9426
Scopus Author ID: 57201923234
ResearcherId: AAW-4375-2021

Dr.Sci. (Eng.), Associate Professor, Professor of the Department of
Power Supply; Professor of the Department of Power Supply and Thermal Power Engineering

69 Generala Rodina St., Orel 302019, Russian Federation; 49 Timiryazevskaya St., Moscow 127434, Russian Federation

Angela K. Bukreeva

Federal State Budgetary Scientific Institution "Federal Scientific Agroengineering Center VIM"

Email: mamakhaeva@mail.ru
ORCID iD: 0000-0002-8582-1080
SPIN-code: 4079-4380
Scopus Author ID: 57473516200
ResearcherId: AAZ-6062-2020

Cand.Sci. (Eng.), Research Associate, Laboratory of Power Supply, Electrical Equipment and Renewable Energy

5 Institutsky Passage 1st, Moscow 109428, Russian Federation

References

Supplementary files