CC BY
1
Научная статья УДК 621.316.13 Код ВАК 4.3.2
doi: 10.24411/2078-1318-2023-5-121-139
ОЦЕНКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ СЕЛЬСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ПО СТАТИСТИЧЕСКИМ ДАННЫМ ОБ ОТКЛЮЧЕНИЯХ
А.М. Исупова1, В.Я. Хорольский2, М.А. Мастепаненко1 И, А.П. Епифанов3
1 Ставропольский государственный аграрный университет, Ставрополь, Россия
И mma_26@inbox.ru 2Северо-Кавказский федеральный университет, Ставрополь, Россия 3Санкт-Петербургский государственный аграрный университет, Санкт-Петербург, Россия
Реферат. Одним из наиболее значимых факторов, влияющих на надежность электроснабжения сельских потребителей, является реализуемая система эксплуатационного обслуживания сельских электрических сетей. В процессе эксплуатации сельские электрические сети подвергаются различного рода воздействиям, отрицательно влияющим на их работоспособное состояние. Своевременно проводимые мероприятия в рамках эксплуатационного обслуживания обеспечивают возможность выполнять основное назначение сельских электрических сетей по бесперебойному электроснабжению потребителей. Основными индикаторами удовлетворительно функционирующей системы эксплуатационного обслуживания являются показатели эксплуатационной надежности, к которым в первую очередь относятся параметр потока отключений и среднее время восстановления электроснабжения. Кроме единичных показателей эксплуатационной надежности достаточно полно уровень технического состояния электрических сетей может быть охарактеризован комплексным показателем - коэффициентом технического использования. Достоверная информация о количественных показателях надежности позволяет выявить узкие места в системе эксплуатационного обслуживания сельских электрических сетей и наметить мероприятия для ее совершенствования. Отличительной особенностью расчетов показателей эксплуатационной надежности в сельских электрических сетях является уникальность каждого из рассматриваемых объектов с точки зрения принятых схемно-конструктивных решений, типа используемых элементов в сетях, их технического состояния. В статье выполнено исследование показателей эксплуатационной надежности на основе статистических данных об отключениях для нескольких районов Северо-Кавказского региона. Показатели эксплуатационной надежности, а также закон распределения такой случайной величины, как продолжительность отключений, в рассматриваемых районах отличаются, что подтверждает целесообразность проведения таких расчетов непосредственно для каждого отдельно взятого района электрических сетей.
Ключевые слова: показатели надежности, эксплуатация, сельские электрические сети
Цитирование. Исупова А.М., Хорольский В.Я., Мастепаненко М.А., Епифанов А.П. Оценка эксплуатационной надежности сельских электрических сетей по статистическим данным об отключениях // Известия Санкт-Петербургского государственного аграрного университета. -2023. - № 5 (74). - С. 121-139, doi: 10.24411/2078-1318-2023-5-121-139.
ASSESSMENT OF OPERATIONAL RELIABILITY OF RURAL ELECTRIC NETWORKS BY STATISTICAL DATA ON OUTAGES
A.M. Isupova1, V.Ya. Khorolskiy2, M.A. Mastepanenko1, A.P. Epifanov 3
1Stavropol State Agrarian University, Stavropol, Russia;
И mma_26@inbox.ru 2North Caucasus Federal University, Stavropol, Russia 3Saint-Petersburg State Agrarian University, Saint Petersburg, Russia
Abstract. One of the most significant factors affecting the reliability of power supply to rural consumers is the implemented system of operational maintenance of rural electric networks. In the process of operation, rural electric networks are exposed to various kinds of impacts that negatively affect their working condition. Timely measures carried out within the framework of operational maintenance provide an opportunity to fulfill the main purpose of rural electric networks for uninterrupted power supply to consumers. The main indicators of a satisfactorily functioning maintenance system are operational reliability indicators, which primarily include the outage flow parameter and the average power supply recovery time. In addition to individual indicators of operational reliability, the level of technical condition of electrical networks can be characterized sufficiently fully by a complex indicator - the coefficient of technical use. Reliable information on quantitative reliability indicators allows us to identify bottlenecks in the system of operational maintenance of rural electric networks and outline measures for its improvement. A distinctive feature of the calculations of operational reliability indicators in rural electric networks is the uniqueness of each of the objects under consideration from the point of view of the adopted circuit design solutions, the type of elements used in the networks, their technical condition. The article presents a study of operational reliability indicators based on statistical data on outages for several districts of the North Caucasus Region. It is shown that the indicators of operational reliability, as well as the distribution law of such a random variable as the duration of disconnections, differ in the considered areas, which confirms the expediency of carrying out such calculations directly for each individual area of electrical networks.
Keywords: reliability indicators, operation, rural electrical networks
Citation. Isupova, A.M., Khorolskiy V.Ya and Mastepanenko, M.A., Epifanov. A.P. (2023), "Assessment of operational reliability of rural electric networks by statistical data on outages", Izvestya of Saint-Petersburg State Agrarian University, vol. 74, no. 5, pp. 121-139. (In Russ.), doi: 10.24411/2078-1318-2023-5-121-139.
Введение. Основное целевое назначение сельских электрических сетей сводится к бесперебойной подаче электроэнергии требуемого количества и качества во всех предусмотренных режимах использования сетей. Такая задача может быть выполнена только при достаточно высоком уровне надежности электросетевого оборудования. Применительно к элекроэнергетическим объектам действующие нормативные документы [1, 2] рассматривают несколько ее видов: проектная, оперативная, эксплуатационная и т. д.
Поскольку основной задачей электросетевых организаций является эксплуатационное обслуживание объектов, прежде всего обратим внимание на эксплуатационную надежность. Эксплуатационная надежность электрических сетей непосредственно связана с уровнем надежности элементов электросетевого оборудования и принятой системой их обслуживания и ремонта.
Для характеристики такого свойства электросетевого оборудования, как надежность, используется ряд показателей [3]. Применительно к сельским электрическим сетям
основными эксплуатационными показателями надежности следует считать показатели безотказности и восстанавливаемости, а также комплексные показатели - коэффициент готовности и коэффициент технического использования. Значения этих показателей оценивают непосредственно по данным эксплуатации электрических сетей; они позволяют:
- судить о надежности элементов электрических сетей в условиях эксплуатации, определять целесообразность и эффективность мероприятий по повышению надежности и совершенствованию системы эксплуатационного обслуживания [4, 5, 6, 7];
- более четко организовывать работу подразделений районов электрических сетей (РЭС) и определять потребное количество обслуживающего персонала и техники [8, 9];
- формировать необходимый и достаточный резерв оборудования, материалов, запасных частей, что в конечном счете влияет на способность сельских электрических сетей поддерживать бесперебойное питание узлов нагрузки (отдельных потребителей или их групп) [10, 11];
- приводить научно обоснованные данные о реальном уровне надежности электросетевого оборудования в годовых отчетах РЭС.
В последние годы наметилась тенденция по использованию зарубежной практики оценки надежности электрических сетей применительно к отечественным объектам с помощью показателей надежности оказываемых услуг с помощью показателя средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (nsaidi) и показателя средней частоты прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (nsaifi) [12]. Основным документом, регламентирующим порядок расчета показателей надежности оказываемых услуг, является приказ. В документе определен порядок расчетов показателей надежности, также обязательным требованием приказа является положительная динамика изменений значений показателей.
Цель таких подвижек связана с приближением отечественной энергетики к мировым стандартам и соответствия проводимых расчетов надежности требованиям Международной электротехнической комиссии.
Вместе с тем необходимо отметить, что данные показатели используются в основном для целей регулирования тарифов на услуги по передаче электрической энергии, кроме этого, при их количественной оценке необходимо знание числа отключаемых объектов, что весьма проблематично в условиях принятой в нашей стране системы обслуживания сетей. Отсюда напрашивается рекомендация о целесообразности использования такого методического подхода расчетов надежности в первую очередь при решении вопросов энергосбытовой деятельности, а не рассмотрения эксплуатационных задач.
Отличительной особенностью проведения расчетов эксплуатационной надежности в отечественных электрических сетях является уникальность каждого из рассматриваемых объектов с точки зрения принятых схемно-конструктивных решений, типа используемых элементов в сетях, их технического состояния. Все это может привести к существенной разнице в количественных значениях показателей надежности. Оценка надежности должна выполняться для каждого конкретного электросетевого хозяйства, а использование усредненных данных не всегда оправдано.
Другим немаловажным фактором при решении таких задач является наличие соответствующего математического аппарата для анализа накопленных статистических материалов об отказах и повреждениях оборудования, ориентированного на использование
компьютерных технологий. Проведенное обследование состояния дел с оценкой эксплуатационной надежности в ряде электросетевых организаций подтвердило наличие существенных недоработок в данной области и необходимость дальнейшего совершенствования данного направления.
Актуальность задачи обеспечения надежного электроснабжения значительно возросла в последние годы в связи с серьезными не только количественными, но и качественными изменениями потребителей электроэнергии. Особенно это обусловлено появлением сельскохозяйственных предприятий промышленного типа: в животноводческих и птицеводческих комплексах, а также значительным совершенствованием технологических процессов.
Электрификация сельскохозяйственного производства и широкое применение сельским населением электроэнергии в быту значительно повысили требования к ее эффективному использованию, надежности электроснабжения потребителей и работы электроустановок.
Известно, что перерывы в электроснабжении из-за аварийных отключений, особенно в зимнее время, вызывают простой производства, приводят к нарушению технологии производства сельскохозяйственной продукции и возможным ее потерям, выходу из строя оборудования. Недостаточная надежность электроснабжения является причиной нерационального использования машин и механизмов, снижения фондоотдачи и значительного материального ущерба.
В условиях рыночной экономики при введении свободных цен на электроэнергию как продукт производства вопросы надежности электроснабжения потребителей особенно актуальны.
Развитие электрификации сельского хозяйства предопределяет необходимость дальнейшего повышения надежности электроснабжения потребителей и эффективности использования электроустановок.
Цель исследования - оценить действительные значения показателей эксплуатационной надежности сельских электрических сетей для рассматриваемых районов Северокавказского региона. Установить закон распределения такой случайной величины, как время восстановления электроснабжения потребителей, сопоставить полученные результаты с усредненными данными по надежности, приводимыми в нормативных документах, дать оценку технического состояния электрических сетей трех рассматриваемых РЭС с учетом полученных значений коэффициента технического использования.
Материалы, методы и объекты исследования. Исследования выполнялись с использованием статистического материала, накопленного в электрических сетях Северокавказского региона России за несколько лет. По соображениям конфиденциальности и в соответствии с принципами корпоративной этики в работе не приводятся реальные названия рассматриваемых районов электрических сетей. В дальнейшем условимся называть эти структурные подразделения РЭС «А», «Б» и «В».
Производственное отделение (ПО), включающее рассматриваемые районы электрических сетей, выполняет эксплуатацию 267 воздушных линий электропередачи напряжением 6-10 кВ общей протяженностью 4942 км. Высоковольтные сети обеспечивают питание 1505 потребительских трансформаторных подстанций, из которых мачтовых - 107, комплектных - 1325, закрытых - 73. Протяженность линий различна - от 0,5 до 32,8 км, радиальные участки достигают 20 км.
Прежде чем рассматривать такой вопрос, как оценка эксплуатационной надежности по материалам эксплуатации, необходимо уяснить, в каких условиях работают такие объекты в данном регионе. Сельские электрические сети в Северо-Кавказском регионе функционируют 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. Для данного региона характерны оползневые явления с негативным воздействием на линии электропередачи и подстанции, разливы рек и затопления (в частности, электросетевых объектов). Переход на самонесущие изолированные провода (СИП) в данном регионе осуществляется крайне медленно. По предварительной оценке, такие работы выполнены не более, чем на 10% от общей протяженности сетей данного класса. Уровень внедрения автоматизированных средств секционирования, устройств телемеханики и автоматизации также желает лучшего. Все это негативно сказывается на общих показателях надежности сельских электрических сетей. В такой ситуации необходимо быть готовым к тому, что реальные показатели эксплуатационной надежности сельских электрических сетей для отдельно исследуемых объектов могут существенно превысить данные нормативного документа прошлого столетия [3].
Оценка статистических данных показала, что в 80-85% всех случаев серьезные повреждения сетей приводят к частичному обесточиванию потребителей путем отключения разъединителя отпаек. Согласно электрическим схемам сетей РЭС отдельные линии 6-10 кВ имеют одностороннее питание, поэтому при отключении их от основной подстанции нарушается электроснабжение потребителей.
Поскольку в диспетчерских службах РЭС обычно ведется учет всех отключений электрических сетей, именно этим материалом и следует воспользоваться для расчета показателей надежности. Применив общий методический подход, используемый в математической статистике при обработке статистических данных, сформулируем следующие задачи, которые необходимо решить:
- провести анализ имеющихся материалов по отказам электрических сетей, выделив повреждения, связанные с аварийными отключениями;
- выбрать показатели надежности;
- систематизировать имеющуюся информацию со статистическими даными;
- имеющиеся массивы информации по отдельным объектам обработать известными методами теории вероятности и математической статистики;
- проверить сходимость теоретического и статистического распределений;
- определить показатели надежности электрических сетей РЭС.
Необходимо учитывать следующие обстоятельства: число отключений должно быть достаточно большим, лучше, если их будет более 100. Учитывая опыт эксплуатационного обслуживания сетей, такой объем информации можно накопить за несколько лет, поэтому данные рекомендуется брать за 2-3 последних года; условия эксплуатации сетей должны быть стабильными, электросетевое оборудование должно работать только в пределах своего технического ресурса; период приработки оборудования необходимо исключить из рассмотрения.
Что касается единичных показателей эксплуатационной надежности электрических сетей, то для них следует использовать параметр потока отключений, т. е. среднее количество отключений в единицу времени (обычно принимается год), отнесенное к одному элементу, а для
линий электропередачи - с учетом ее длины - 1/(км год). Кроме этого, должен быть исследован такой показатель, как среднее время восстановления в часах. Поскольку параметр потока отключений для линий электропередачи представляет собой среднее количество преднамеренных или непреднамеренных отключений линий в год, отнесенное к единице ее длины, то для РЭС для одного года этот показатель может быть рассчитан по формуле
n
^ (1)
где г - число отключений ьй линии; Li - протяженность /-й линии, км; N - число фидеров.
С учётом периода накопления статистической информации параметр потока аварийных и плановых отключений следует определять как:
n
S'
л
* i=l
И* =-> (2)
n
где n - число лет сбора информации.
В соответствии с методикой, описанной в публикации [13], был обработан исходный массив первичной информации с учетом количества воздушных линий (ВЛ), их протяженности, количества и длительности отключений по каждому РЭС.
Результаты исследования. Результаты расчета параметра потока отключений для каждого РЭС представлены в табл. 1.
Таблица 1. Результаты расчета параметра потока отключений Table 1. Calculation results of the outage flow parameter
Вид технологического отключения Показатель и период РЭС «А» (97 линий) РЭС «Б» (102 линии) РЭС «В» (68 линий)
Преднамеренные Гъ откл./км 2019 г. 0,090 0,080 0,322
2020 г. 0,079 0,104 0,231
2021 г. 0,076 0,053 0,227
* откл км ■ год 0,082 0,079 0,260
Непреднамеренные г.ъ откл./км 2019 г. 0,128 0,235 0,278
2020 г. 0,130 0,154 0,350
2021 г. 0,121 0,096 0,208
* откл №нп ' N км ■ год 0,126 0,162 0,279
На основании данных табл. 1 на рис. 1 представлена гистограмма отключений для рассматриваемых РЭС в зависимости от вида технологического отключения.
Рисунок 1. Распределение параметра потока отключений по видам технологического
отключения
Picture 1. Distribution of the shutdown flow parameter by type of technological shutdown
Поскольку в настоящее время значительное количество журналов отключений в РЭС ведутся в электронном виде, то выбрать необходимый объем данных о количестве отключений по ним не составляет труда. Для автоматизации обработки этих данных может быть использован, например, табличный редактор Excel.
При исследовании второго показателя надежности среднего времени восстановления
Г*
е часто возникает задача установления вида закона распределения и его основных параметров. При этом обработка статистических материалов может быть выполнена в соответствии со следующей методикой:
1. Накопленные данные располагаются в порядке возрастания, чтобы получить упорядоченный статистический ряд конечного числа имеющихся случайных величин времени восстановления Ti. Указанный набор величин получил название вариационного ряда. При этом совокупность Х = (Х,Х, ' ' ' , Хт) называется статистической выборкой объема m данных.
2. В случае использования значительного количества исходных данных вариационный ряд становится неудобной формой представления статистических материалов, следовательно, необходима дополнительная его трансформация. Для этого из статистического ряда выбирают минимальное и максимальное значения реализации случайной величины Ti и рассматривают интервал:
R = Tmax - T1 (3)
называют размахом варьирования. Далее он разбивается на k частных интервалов таким образом, чтобы в каждом из них было не менее 5-10 значений статистического ряда. Обычно длину частных интервалов выбирают одинаковой величины. Примерное значение этого интервала ARi можно определить по формуле
АЯ1 =-^--(4)
1 1 + 3,31п т . (4)
3. После выбора числа k частных интервалов и их длины ДRi определяется опытная частота ^ появления реализации случайной величины в данном интервале по формуле
Ат;
1 m
(5)
где Ami - количество членов статистического ряда, попавших в i-й интервал статического ряда
ARi;
m - общее количество статистических данных.
В соответствии с описанной методикой авторами был разработан алгоритм для определения статистического распределения выборочной совокупности данных о времени восстановления электроснабжения. Порядок обработки информации в соответствии с представленной блок-схемой алгоритма подробно описан в [13].
Полученное в результате обработки исходных данных статистическое распределение выборочной совокупности может быть представлено в виде гистограммы частот. Площадь, ограниченная ломанной кривой гистограммы, равна единице, то есть:
k
F=ZfiaAR, 6)
i=i
Расчет следующего показателя эксплуатационной надежности - среднего времени восстановления - производился в соответствии с алгоритмом, представленным в публикации [13], в табличном редакторе Excell.
Полученные по результатам расчета гистограммы с теоретическими кривыми приведены на рис. 2-4.
aj О
a" ь и о ж н к
о &
0J
со
fS
о о я н
о
g
С
0,500 0.400 0,300 0,200 0.100 0,000
/ • \ \
/ / \ \
—f t \
\ 1—
0.00 0,75 1,50 2,25 3,00 3,75 4,50 5,25 6,00 6,75 Продолжительность отключения, ч
а - преднамеренные отключения
0,300
0,250
0,200
JJ oJ о
н
U
о
и §
I" 0,150 и
CJ
§ 0,100 о
0,050
0,000
\
\ V
\
\ \
0,00 2,00 4,00 6,00 8,00 10,00 12,00 14,00 16,00 18,00 20,00 22,00 Продолжительность отключения, ч
б - непреднамеренные отключения
Рисунок 2. Гистограммы среднего времени восстановления электроснабжения
для РЭС «А»
Picture 2. Histograms of the average time to restore power supply for RES «A»
о
S- О
,800 ,700 ,600 ,500 ,400 ,300 ,200 100 ,000
/ \
/ \
У /
--i / v
/ \ V
4—
0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3.50 4,00 4,50 5,00 5,50 Продолжительность отключения, ч
а - преднамеренные отключения
б - непреднамеренные отключения
Рисунок 3. Гистограммы среднего времени восстановления электроснабжения для РЭС
«Б»
Picture 3. Histograms of the average time to restore power supply for RES «Б»
а - преднамеренные отключения
б - непреднамеренные отключения
Рисунок 4. Гистограммы среднего времени восстановления электроснабжения
для РЭС «В»
Picture 4. Histograms of the average time to restore power supply for RES «В»
Статистическое распределение обычно не совпадает достаточно точно с теоретическим распределением. Причинами этого могут быть как конечное число опытов, так и неудачный выбор теоретического закона распределения. Влияние каждого из этих факторов объективно существует, поэтому нельзя категорически утверждать, что теоретический закон распределения подобран правильно, а также отвергать другие законы распределения.
Можно, избрав некоторую меру расхождения между предполагаемыми теоретическим и статистическим распределениями, найти вероятность того, что при данном числе опытов и правильном выборе теоретического распределения мера расхождения будет не меньше полученной из опыта. Значение этой вероятности может служить критерием согласия между двумя рассматриваемыми величинами и их распределениями. Если вероятность мала, то маловероятно, что расхождение объясняется малым числом статистических данных. В этом
случае следует предполагать, что теоретическое распределение плохо согласуется с данными наблюдения.
Для проверки согласованности можно использовать критерий х2 - Пирсона. Сущность критерия х2 - Пирсона заключается в том, что в качестве показателя расхождения между выбранной функцией распределения и полученными статистическими данными используется величина:
2 ^ (ДШ; -т^ )
х q , )
i=i mf.
где k - число разрядов, на которые разбит исходный массив статистической информации;
Ami - число реализаций, попавших в i-й интервал группирования;
m - общее число наблюдений (объем выборки);
fi - вероятность того, что случайная величина примет значение в пределах i-го разряда, вычисленная для теоретического закона распределения.
Методология проведения согласования по данному критерию достаточно хорошо описана в учебных изданиях по статистике. Нами предлагается алгоритм, который позволяет автоматизировать этот процесс [13].
Результаты проверки теоретического и статистического распределений по критерию согласия х2 - Пирсона представлены в табл. 2. Значения среднего времени восстановления электроснабжения приведены в табл. 3.
Таблица 2. Результаты проверки теоретического и статистического распределений по критерию х2 - Пирсона при уровне значимости 0,05 Table 2. Results of testing theoretical and statistical distributions using the х2 - Pearson criterion
at the significance level 0,05
Преднамеренные отключения Непреднамеренные отключения
РЭС «А» РЭС «Б» РЭС «В» РЭС «А» РЭС «Б» РЭС «В»
Расчетное значение критерия 10,5 8,4 10,5 12,5 8,9 5,2
Критическое значение критерия 11,1 12,6 11,1 15,5 11,1 14,1
Таблица 3. Среднее время восстановления электроснабжения Table 3. Average time to restore power supply
Преднамеренные отключения Непреднамеренные отключения
РЭС «А» РЭС «Б» РЭС «В» РЭС «А» РЭС «Б» РЭС «В»
Значение показателя С ч 2,0 1,9 2,1 2,8 2,4 3,4
Проведенный анализ полученных данных по показателям надежности сельских электрических сетей напряжением 10 кВ позволил установить следующее. Значение потока аварийных отключений в целом по ПО находится в диапазоне от 12,6 до 27,9 год-1/100 км, что существенно превышает данные, приводимые в нормативном документе [3] - 7,64 год-1/100 км, и обобщающие результаты исследований по сетям данного класса в статье [14] - 5,27-8
год-1/100 км. Имеющееся различие в полученных значениях показателей надежности может быть вызвано рядом обстоятельств: плохим техническим состоянием электрических сетей данного ПО; значительной изношенностью электросетевого оборудования; недостаточным внедрением СИП; слабым уровнем автоматизации; несовершенством системы эксплуатационного обслуживания и т. д.
Не следует забывать также о специфике построения сельских электрических сетей, например, о преимущественном использовании радиальных линий электропередачи и об отрицательном влиянии окружающей среды на работу электросетевого оборудования. В результате учет всех негативных факторов, действующих на сети, может привести к сугубо индивидуальным показателям надежности того или иного электросетевого объекта.
Что касается преднамеренных отключений, то рассчитанные данные по потоку отказов 7-26 год-1/100 км, если их интерпретировать в единицах измерения, используемых для аварийных отключений (за исключением одного из РЭС), в целом вписываются в действующий нормативный документ.
При рассмотрении другого важного показателя надежности сельских электрических сетей удалось установить несколько важных, отличающихся новизной положений. Так, среднее время восстановления одного аварийного отключения составило в данном ПО 2,8 ч. (для преднамеренных отключений - 2 ч.), что значительно меньше нормативных требований - 5 ч., и просматривается тенденция по его дальнейшему сокращению. Указанная ситуация объясняется проводимой в настоящее время технической политикой электросетевых предприятий, направленной на максимальное снижение перерывов электроснабжения потребителей. Для этого предпринимаются попытки повсеместного внедрения автоматизированных секционирующих пунктов с использованием реклоузеров на магистральных линиях напряжением 10 кВ, микропроцессорных устройств защиты, внедрения устройств автоматического определения места повреждения и др.
Необходимо также отметить, что проводимые мероприятия, связанные с сокращением перерывов электроснабжения, с теоретической точки зрения отразились на законе распределения такой случайной величины, как среднее время восстановления. Если раньше в теории надежности существовало мнение, что такие показатели, как среднее время восстановления, наработка до отказа и другие временные параметры, подчиняются экспоненциальному закону, то проведенные исследования показывают иную картину.
Анализ полученных гистограмм позволил установить, что случайная величина продолжительности устранения дефекта при преднамеренных отключениях для всех исследуемых РЭС подчиняется нормальному закону распределения, а при непреднамеренных для РЭС «Б» - нормальному распределению, в то время как для РЭС «А» и «В» -экспоненциальному. Наблюдаемая закономерность может быть объяснена следующим образом. Экспоненциальное распределение характерно для случаев, когда продолжительность отключения изменяется в достаточно широком диапазоне - от нескольких минут до 13 часов и более. В такой ситуации вариационный ряд делится на интервалы продолжительностью 1,5 часа и более, в результате кратковременные отключения концентрируются именно в первом интервале. Учитывая рост автоматизации электрических сетей, применение сетевых элементов, обладающих более высокой эксплуатационной надежностью, а также политику, проводимую в электросетевых компаниях, мы видим, что в анализируемых выборках большая доля приходится именно на краткосрочные отключения продолжительностью не более 2,5
часов, что и объясняет наибольшую относительную частоту отключений именно в первом интервале.
В случае, когда значительных по продолжительности отключений нет, вариационный ряд делится на интервалы с продолжительностью от 0,5 до 1 часа. И в такой ситуации мы получаем нормальный закон распределения, поскольку интервал с наибольшей относительной частотой отключений продолжительностью не более 2,5 часов в этом случае делится на 2 либо 3 интервала длительностью по 0,5 часа либо по 1 часу.
Можно сделать вывод, что распределение среднего времени восстановления электроснабжения при отсутствии длительных отключений подчиняется нормальному закону распределения.
Известно, что наиболее общим и универсальным показателем надежности сельских электрических сетей является коэффициент технического использования. Данный показатель одновременно характеризует 2 свойства объекта: его безотказность и ремонтопригодность. На основании полученных статистических данных значение показателя может быть определено как:
к _8760 - (jujLT: п + нп )
Кти ~ 8760 ' (8)
* *
где Цп , Цнп - параметры потока преднамеренных и непреднамеренных отключений откл
соответственно,
км ■ год
1*
в
Г* гр*
вл , Т в.нп - среднее время восстановления электроснабжения при преднамеренных и
непреднамеренных отключениях, ч;
L - суммарная протяженность ВЛ, км. В табл. 4 приведены рассчитанные значения коэффициента технического использования для рассматриваемых РЭС.
Таблица 4. Значения коэффициента технического использования Table 4. Technical utilization coefficient values
РЭС «А» РЭС «Б» РЭС «В»
Значение показателя Кж 0,89 0,94 0,66
Анализ полученных данных показывает, что наилучшее техническое состояние ВЛ напряжением 10 кВ характерно для РЭС «Б», а наихудшее - для РЭС «В». В РЭС «В» 34% календарного времени в электрических сетях района проводятся эксплуатационные мероприятия, связанные с перерывом электроснабжения, что негативно сказывается на работе потребителей электроэнергии.
Выводы:
1. Надежность является определяющим фактором технического совершенства электросетевого оборудования и способности электросетевой организации выполнять свои функциональные обязанности перед потребителями.
2. В процессе эксплуатационного обслуживания сельских электрических сетей показатели надежности могут быть определены путем моделирования или обработки накопленных статистических материалов по перерывам электроснабжения. Использование статистических данных позволяет получить более достоверные значения показателей надежности.
3. Существующая система сбора и фиксации информации о перерывах электроснабжения в электросетевых организациях в целом соответствует современным требованиям. Однако технология обработки массивов информации нуждается в цифровизации. Разработанное авторами алгоритмическое и программное обеспечение позволяет устранить этот недостаток. Рекомендуется более широкое использование компьютерных технологий для решения таких задач.
4. Проверка предложенных теоретических положений по оценке надежности электрических сетей по статистическим данным выполнялась на основе реальных данных одного из Производственных отделений Северокавказского региона России. Были использованы материалы за несколько лет.
5. Установлено, что значения показателей эксплуатационной надежности каждой конкретной электросетевой организации индивидуальны и зависят от принятых схемно-конструктивных решений сетей, их технического состояния, своевременности и качества проводимых эксплуатационных мероприятий. Так, поток отключений в электрических сетях напряжением 10 кВ рассматриваемого ПО находится в диапазоне от 12,6 до 27,9 год-1/100 км, что существенно превышает данные нормативных документов -7,64 год-1/100 км и результаты по данной проблематике, приводимые в открытой печати, - 5,27-8 год-1/100 км. Имеющееся различие в значениях можно объяснить существующим техническим состоянием электрических сетей в данном ПО, значительной изношенностью электросетевого оборудования, явно недостаточным внедрением СИП, слабым уровнем автоматизации, недостатками в системе эксплуатационного обслуживания и т. д.
6. При рассмотрении другого важного показателя надежности сельских электрических сетей удалось установить, что среднее время восстановления одного аварийного отключения составило для рассматриваемого ПО 2,8 ч. (для преднамеренных отключений - 2 ч.), что значительно меньше нормативных требований - 5 ч.; просматривается тенденция по его дальнейшему сокращению. Указанная ситуация объясняется проводимой в настоящее время технической политикой электросетевых предприятий, направленной на максимальное снижение перерывов электроснабжения потребителей.
7. Внедрение мероприятий, связанных с сокращением перерывов электроснабжения, с теоретической точки зрения отразилось на законе распределения такой случайной величины, как среднее время восстановления. Если раньше в теории надежности существовало мнение, что такие показатели, как среднее время восстановления, наработка до отказа и другие временные параметры подчиняются экспоненциальному закону, то проведенные исследования показали, что не исключается появление и нормального распределения в случае отсутствия значительных по продолжительности отключений.
8. Результаты обработки статистических данных позволили выполнить сравнительный анализ технического состояния электрических сетей отдельных структурных подразделений ПО по такому важному показателю, как коэффициент технического использования. Получены следующие значения для отдельных РЭС: 0,89; 0,94; 0,66. При этом значение Кти = 0,66 для РЭС «В» свидетельствует о неблагополучной ситуации с сетями на данном предприятии, поскольку 34% времени в них проводятся мероприятия, связанные с отключением электроэнергии на том или ином участке сети, что негативно сказывается на работе потребителей.
Список источников литературы
1. Воропай, Н.И. Надежность систем энергетики (сборник рекомендуемых терминов). -М.: Энергия, 2007. - 192 с.
2. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения. - М.: Межгосударственный стандарт, 1989. - 24 с.
3. РД 34.20.574 - Указания по применению показателей надёжности элементов энергосистем и работы энергоблоков с паротурбинными установками. Утверждено 3.09.1984. - М.: СПО Союзтехэнерго. 1985. - 20 с.
4. Виноградов, А.В., Перьков, Р.А. Анализ повреждаемости электрооборудования электрических сетей и обоснование мероприятий по повышению надежности электроснабжения потребителей // Вестник НГИЭИ. - 2015. - № 12(55). - С. 12-21.
5. Alberto Escalera, A.; Prodanovi'c, M.; Castronuovo, E.D. Analytical methodology for reliability assessment of distribution networks with energy storage in islanded and emergency-tie restoration modes. Int. J. Electr. Power Energy Syst. 2019, 107, рр. 735-744.
6. Сбитнев, Е.А., Жужин, М.С. Анализ аварийности сельских электрических сетей 0,38 кВ нижегородской энергосистемы // Вестник НГИЭИ. - 2020. - № 11(114). - С. 36-47, doi: 10.24411/2227-9407-2020-10104.
7. Оськин, С.В., Ефанов, А.В., Ястребов, С.С., Букреев, А.Г. Анализ статистических данных по эксплуатации электрических сетей при работе оперативно-диспетчерской группы в условиях возникновения чрезвычайных ситуаций природного характера // Чрезвычайные ситуации: промышленная и экологическая безопасность. - 2018. -№ 4(36). - С. 6-11.
8. Хорольский, В.Я., Шемякин, В.Н., Кравченко, С.А. Определение оптимального числа ремонтных бригад для устранения повреждений в электрических сетях // Вестник АПК Ставрополья. - 2013. - № 2(10). - С. 135-137.
9. Хорольский, В.Я., Исупова, А.М., Шемякин, В.Н. Обоснование штатного состава электромонтеров в бригаде для обслуживания электрических сетей // Сельский механизатор. - 2023. - № 4. - С. 38-39.
10. Рыбаков, Л.М., Иванова, З.Г. Прогнозирование отказов и планирование резерва запасных элементов, аппаратов и оборудования распределительных электрических сетей 10 кВ // Вестник ЧГУ. - 2015. - № 1. - С. 104-110.
11. Буторин, В.А., Царев, И.Б., Ткачёв, А.Н., Хитев, С.А. Создание аварийного резерва запасных частей районов электрических сетей исходя из теории управления запасами // Современная техника и технологии в электроэнергетике и на транспорте: задачи, проблемы, решения: сборник трудов V Всероссийской (с международным участием) научно-практической конференции научных, научно-педагогических работников, аспирантов и студентов. - Челябинск, 2021. - С. 139-143.
12. Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 29.11.2016 № 1256 «Об утверждении Методических указаний по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организаций по управлению единой
национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций», 2016.
13. Исупова А.М., Хорольский В.Я. К вопросу о внедрении автоматизированных способов расчета показателей надежности электрических сетей в практику деятельности сетевых предприятий // Вестник аграрной науки Дона. - 2022. - № 1 (57). - С. 32-41.
14. Виноградов, А.В., Лансберг, А.А., Виноградова, А.В. Определение современных показателей надежности воздушных линий электропередачи 0,4-110 кВ // Агроинженерия. - 2023. - Т. 25, № 1. - С. 77-85, doi: 10.26897/2687-1149-2023-1-77-85.
References
1. Voropaj N.I. Nadezhnost' sistem energetiki. (Reliability of energy systems). Moscow, Izdatel'sko-analiticheskij centr "Energiya", 2007, 192 p.
2. GOST 27.002-89. Nadezhnost' v tekhnike. Osnovnye ponyatiya. Terminy i opredeleniya. M.: Mezhgosudarstvennyj standart, 1989. 24 p.
3. RD 34.20.574 - Ukazaniya po primeneniyu pokazatelej nadyozhnosti elementov energosistem i raboty energoblokov s paroturbinnymi ustanovkami. Utverzhdeno 3.09.1984. M.: SPO Soyuztexenergo. 1985; 20. (In Russ.)
4. Vinogradov A.V., Per'kov R.A. Analiz povrezhdaemosti elektrooborudovaniya elektricheskix setej i obosnovanie meropriyatij po povysheniyu nadezhnosti elektrosnabzheniya potrebitelej (Analysis of damageability of electrical equipment of electrical networks and justification of measures to improve the reliability of power supply to consumers). Vestnik NGIEI. 2015; 12(55): 12-21. (In Russ.)
5. Alberto Escalera, A.; Prodanovi'c, M.; Castronuovo, E.D. Analytical methodology for reliability assessment of distribution networks with energy storage in islanded and emergency-tie restoration modes. Int. J. Electr. Power Energy Syst. 2019, 107, 735-744.
6. Sbitnev E.A., ZHuzhin M.S. Analiz avarijnosti sel'skix elektricheskix setej 0,38 kV nizhegorodskoj energosistemy (Analysis of accident rates in rural electrical networks 0.38 kV of the Nizhny Novgorod energy system). Vestnik NGIEI. 2020; 11(114): 36-47, doi: 10.24411/2227-9407-2020-10104. (In Russ.)
7. Os'kin S.V., Efanov A.V., YAstrebov S.S., Bukreev A.G. Analiz statisticheskix dannyx po ekspluatacii elektricheskix setej pri rabote operativno-dispetcherskoj gruppy v usloviyax vozniknoveniya chrezvychajnyx situacij prirodnogo xaraktera (Analysis of statistical data on the operation of electrical networks during the work of the operational dispatch group in conditions of natural emergencies). CHrezvychajnye situacii: promyshlennaya i ekologicheskaya bezopasnost'. 2018; 4(36): 6-11. (In Russ.)
8. Xorol'skij V.YA., SHemyakin V.N., Kravchenko S.A. Opredelenie optimal'nogo chisla remontnyx brigad dlya ustraneniya povrezhdenij v elektricheskix setyax (Determining the optimal number of repair teams to eliminate damage in electrical networks). Vestnik APK Stavropol'ya. 2013; 2(10): 135-137. (In Russ.)
9. Xorol'skij V.YA., Isupova A.M., SHemyakin V.N. Obosnovanie shtatnogo sostava elektromonterov v brigade dlya obsluzhivaniya elektricheskix setej (Justification of the staffing of electricians in the team for servicing electrical networks). Sel'skij mexanizator. 2023; 4: 38-39. (In Russ.)
10. Rybakov L.M., Ivanova Z.G. Prognozirovanie otkazov i planirovanie rezerva za-pasnyx elementov, apparatov i oborudovaniya raspredelitel'nyx elektricheskix setej 10 kV (Predicting failure and planning reserves of spare parts, apparatus and equipment for 10 kv electric distribution grids). Vestnik CHGU. 2015; 1: 104-110. (In Russ.)
11. Butorin V.A., Carev I.B., Tkachyov A.N., Xitev S.A. Sozdanie avarijnogo rezerva zapasnyx chastej rajonov elektricheskix setej isxodya iz teorii upravleniya zapasami (Creation of an emergency reserve of spare parts for electrical network areas based on the theory of inventory
management). Sovremennaya texnika i texnologii v elektroenergetike i na transporte: zadachi, problemy, resheniya. Sbornik trudov V Vserossijskoj (s mezhdunarodnym uchastiem) nauchno-prakticheskoj konferencii nauchnyx, nauchno-pedagogicheskix rabotnikov, aspirantov i studentov. Chelyabinsk. 2021; 139-143. (In Russ.).
12. Prikaz Ministerstva energetiki Rossijskoj Federacii ot 29.11.2016 № 1256 «Ob utverzhdenii Metodicheskih ukazanij po raschetu urovnya nadezhnosti i kachestva postavlyaemyh tovarov i okazyvaemyh uslug dlya organizacij po upravleniyu edinoj nacional'noj (obshcherossijskoj) elektricheskoj set'yu i territorial'nyh setevyh organizacij», 2016.
13. Isupova A.M., Xorol'skij V.YA. K voprosu o vnedrenii avtomatizirovannyx sposobov rascheta pokazatelej nadezhnosti elektricheskix setej v praktiku deyatel'nosti setevyx predpriyatij (То the issue of the adoption of automated methods calculation of the reliability indicators of electric networks into the practice of network enterprises). Vestnik agrarnoj nauki Dona. 2022; 1(57): 32-41. (In Russ.)
14. Vinogradov A.V., Lansberg A.A., Vinogradova A.V. Opredelenie sovremennyh pokazatelej nadezhnosti vozdushnyh linij elektroperedachi 0,4-110 kV (Determination of modern reliability indicators of overhead power transmission lines of voltage classes 0.4-110 kV). Agroinzheneriya. 2023; vol. 25, 1: 77-85. (In Russ.) https://doi.org/10.26897/2687-1149-2023-1-77-85.
Cведения об авторах
Исупова Александра Михайловна, кандидат технических наук, научный сотрудник кафедры электроснабжения и эксплуатации электрооборудования, Федеральное государственного бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Ставропольский государственный аграрный университет», SPIN-код: 6147-4333; e-mail: alsite1@rambler.ru. Хорольский Владимир Яковлевич, доктор технических наук, ведущий научный сотрудник кафедры автоматизированных электроэнергетических систем и электроснабжения инженерного института Северо-Кавказского федерального университета, ФГАОУ ВО СевероКавказский федеральный университет, SPIN-код: 8207-9609; e-mail: horolskiy@mail.ru. Мастепаненко Максим Алексеевич, кандидат технических наук, декан электроэнергетического факультета, ФГБОУ ВО Ставропольский государственный аграрный университет, SPIN-код: 1676-2740, e-mail: mma_26@inbox.ru.
Епифанов Алексей Павлович, доктор технических наук, профессор кафедры электроэнергетики и электрооборудования, федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский государственный аграрный университет», SPIN-код: 6774-3270; e-mail: emeo.kaf@yandex.ru.
Information about the authors
Aleksandra M. Isupova, Cand. Sci. (Eng.), Researcher of the Department of Power Supply and Operation of Electrical Equipment, Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education "Stavropol State Agrarian University", SPIN-код: 6147-4333; e-mail: alsite1@rambler.ru. Vladimir Ya. Khorolskiy, Doc. Sci. (Eng.), Leading Researcher of the Department of Automated Electric Power Systems and Power Supply of the Engineering Institute of the North Caucasus Federal University, Federal State Autonomous Educational Institution of Higher Education North Caucasus Federal University; SPIN-code: 8207-9609; e-mail: horolskiy@mail.ru.
Maksim A. Mastepanenko, Cand. Sci. (Eng.), Dean of the Faculty of Electric Power, Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education "Stavropol State Agrarian University", SPINcode: 1676-2740, e-mail: mma_26@inbox.ru.
Aleksey P. Epifanov, Doc. Sci. (Eng.), Professor, Professor of the Department of Electrical Power Engineering and Electrical Equipment, Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education "Saint-Petersburg State Agrarian University", SPIN-code: 6774-3270; e-mail: emeo.kaf@yandex .ru.
Авторский вклад. Все авторы настоящего исследования принимали непосредственное участие в планировании, выполнении и анализе данного исследования. Все авторы настоящей статьи ознакомились и одобрили представленный окончательный вариант. Конфликт интересов. Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.
Author's contribution. All authors of this research paper have directly participated in the planning, execution, or analysis of this study. All authors of this paper have read and approved the final version submitted.
Conflict of interest. The authors declare no conflict of interest.
Статья поступила в редакцию 05.10.2023; одобрена после рецензирования 17.11.2023; принята к публикации 30.11.2023.
The article was submitted 05.10.2023; approved after reviewing 17.11.2023; accepted for publication 30.11.2023.
