8.5. Критерии надежности систем электроснабжения

К системам электроснабжения предъявляются многочисленные требования, основными из которых являются надежность работы, экономичность, гибкость. Надежность – категория экономическая и поэтому только с помощью экономических методов можно гарантировать оптимальный уровень надежности электроснабжения.

Для того, чтобы система удовлетворяла предъявляемым к ней требованиям, она должна обладать определенными потребительскими, эксплуатационными, конструктивными и экономическими качествами. К потребительским качествам относится и способность системы к обеспечению надежного питания потребителей. Для сравнения различных схем по надежности необходимо установить критерии, характеризующие надежность работы схем подстанций. Перерывы в нормальной работе подстанций вызываются повреждениями оборудования, ошибками персонала и т.д. Но при одинаковых этих факторах число и длительность аварийных перерывов электроснабжения могут быть различными. Одинаковые повреждения приводят в одной схеме к перерыву электроснабжения, в другой – нет; длительность перерыва при одной схеме определяется временем работы автоматики, при другой – временем производства переключений оперативным персоналом, при третьей – временем аварийно-восстановительных работ. При разных схемах изменяется и длительность простоев потребителей из-за плановых ремонтов оборудования подстанций: при одной схеме ремонт выключателей связан с отключением потребителя, при другой – нет. Необходимо отметить, что при применении разных схем, а также при одинаковых схемах ущерб при перерывах электроснабжения может быть различным.

Ущерб зависит от потребителя, его технологических особенностей, наличия резервирования и не может служить критерием надежности для схем, так как схема не оказывает на него никакого влияния.

Обычно пользуются понятием удельного ущерба – величиной ущерба, отнесенной к единице выпускаемой продукции. В таком случае возможно сопоставление решений для объектов с различным объемом производства.

Решая задачи надежности для СЭС, ущерб следует относить к значениям параметров энергосистемы. Поэтому в настоящее время наиболее распространены следующие виды удельного ущерба, отнесенные:

• к единице выпускаемой продукции, руб. /ед. продукции;

• одному часу перерыва в электроснабжении, руб./ч;

• одному кВт установленной мощности, руб./кВт;

• одному кВт·ч недоотпущенной электроэнергии, руб./(кВт·ч).

Ответственность энергосистем за нарушения энергоснабжения потребителей устанавливается «Правилами пользования электрической и тепловой энергией». Таким образом, энергосистема штрафуется за недопоставку электрической энергии потребителям.

Основным документом, определяющим ответственность эксплуатационного персонала за нарушения электроснабжения, является «Инструкция по расследованию и учету аварий», применение которой способствует повышению надежности работы оборудования и электроснабжения потребителей.

В табл. 8.3 приведены данные удельных ущербов ряда потребителей. Оценка ущерба у бытовых потребителей имеет особенности, заключающиеся в том, что устанавливается денежный эквивалент единицы свободного времени человека. Ущерб от перерыва электроснабжения, в течение которого человек лишен возможности использовать самостоятельно свободное время, определяется как часть потерянного свободного времени.

Таблица 8.3

Удельные ущербы потребителей от недопоставки электроэнергии

Наименование потребителя	Ед. измерения	Удельный ущерб
Машиностроительный завод Металлургический завод Химический комбинат Текстильная фабрика Шинный завод Коммунально-бытовое хозяйство города при перерыве до 20 ч То же, свыше 20 ч Предприятия общественного питания Городской электротранспорт Предприятия торговли при перерыве свыше 20 ч	руб./кВт руб./кВт руб./кВт руб./кВт руб./кВт руб/кВт·ч руб/кВт·ч руб/кВт·ч руб/кВт·ч руб/кВт·ч	0,11…0,23 + 0,3…1,67 0,08 + 1,0 0,08…0,35 + 0,27…17,9 0,09…0,27 + 0,78…13,5 0,24…0,32 + 0,6…2,2 2,7 4,55 0,25 0,20 16,5

В энергосистемах имеется большое количество распределительных подстанций 110, 35 кВ, имеющих не более двух питающих линий и предназначенных только для электроснабжения потребителей. По данным трех крупных энергосистем, число таких подстанций составляет 50…70% на 110 кВ и 80% на 35 кВ от всего числа подстанций соответствующего напряжения. Для таких подстанций могут быть установлены единые критерии надежности.

С точки зрения потребителей надежность электроснабжения определяется длительностью и частотой перерывов подачи энергии. Для отдельного потребителя, питающегося по радиальной линии, плановые ремонты так же, как и аварийные, связаны с перерывами электроснабжения, и поэтому длительность плановых ремонтов, связанных с необходимостью отключения потребителей, служит одним из показателей надежности. Для потребителей, у которых ущерб меняется в зависимости от длительности простоя, необходим показатель вероятности того, что время восстановления питания превысит заданное время.

Таким образом, для распределительных подстанций энергосистем могут быть установлены следующие 4 критерия:

1. среднее число аварийных перерывов электроснабжения потребителей за определенный промежуток времени n;

2. средняя длительность восстановления питания τ_ср;

3. длительность плановых ремонтов, связанных с отключением потребителей τ_пл;

4. вероятность того, что время восстановления питания превысит заданное время t.

Так как и другие подстанции предназначены для снабжения потребителей, то критерии для всех подстанций будут содержать эти и дополнительные показатели, соответствующие требованиям, предъявляемым к ним.

Расчет критериев надежности для распределительных подстанций производится для точки 1 границы обслуживания подстанции энергосистемой (рис. 8.3). Для оценки эффективности резервирования потребителей от разных секций подстанций необходим расчет критериев для случая полного погашения подстанции – точки 2 на рис. 8.3. Расчет критериев может быть проведен аналитическим путем или методом моделирования на ЭВМ.

Расчеты критериев для точки 1 дадут возможность сообщить потребителям ожидаемую надежность их снабжения при питании от подстанции при одной радиальной линии; расчеты для точки 2 – ожидаемую надежность при резервировании от разных секций подстанции. Потребитель на основании полученных данных с учетом ущерба при перерывах электроснабжения и затрат на резервирование должен выбрать наиболее экономичный вариант питания.

В случае двух состояний системы можно использовать функцию полезности для обоснования критерия надежности:

, (8.4)

где z – коэффициент полезности от нормального электроснабжения; t_i – промежутки времени нормального электроснабжения; t_i' – промежутки времени аварийных перерывов электроснабжения; t_i'' – промежутки времени плановых перерывов; К – капитальные вложения на строительство подстанции, приходящиеся на рассматриваемый период; И – средняя стоимость аварийно-восстановительного ремонта; У' – ущерб у потребителя при аварийном отключении за единицу времени; У'' – ущерб у потребителя за единицу времени при плановом простое; φ – функция, выражающая зависимость ущерба от длительности аварийного простоя; i, n – номер и число аварийных отключений.

Для оценки функции полезности потребителю должны быть сообщены энергосистемой следующие показатели: – t_ср', t_ср'', n и для определения φ – вероятность того, что время восстановления питания не превысит заданное время t – P(τ < t).

Для вычисления этих показателей необходима оценка по данным эксплуатации следующих показателей надежности для каждого элемента системы электроснабжения: параметра потока отказов (ω), интенсивности восстановления (µ) и длительности планового простоя каждого элемента за определенный промежуток времени (τ_пл).

При известных допущениях (простейший поток отказов, зависимость ущерба только от длительности перерыва электроснабжения) возможно применение для оценки надежности систем электроснабжения коэффициента готовности K_г, коэффициента технического использования K_ти и коэффициента аварийности q_а = 1–K_г. Для резервных источников электроснабжения, как отдельных установок, для оценки готовности и безотказности подходит коэффициент оперативной готовности K_ог.

При оценке надежности электроснабжения одного потребителя обычно рассматривается два состояния системы: работоспособное и неработоспособное. Вероятность нахождения СЭС полностью в неработоспособном состоянии очень мала. Современные СЭС – это сложные многократно резервируемые сети, получающие питание от нескольких источников, оснащенные большим количеством устройств защиты, автоматики, телемеханики. В то же время отказ в электроснабжении хотя бы одного потребителя, присоединенного к СЭС, приводит к недовыполнению системой основной задачи – снабжения потребителей электроэнергией в нужном количестве и должного качества. В этом случае происходит снижение выходного эффекта системы. Следовательно, количественно оценить надежность СЭС можно определением выходного эффекта системы, который рассчитывается по количеству электроэнергии, распределяемой системой.

Выходной эффект абсолютно надежной СЭС выражается в количестве электроэнергии Э_потр, отпущенной в соответствии с требованиями потребителей. Реальный эффект отпущенной электроэнергии Э_отп, представляющий собой ее количество, отпущенной с учетом отказов электроэнергии, всегда меньше идеального выходного эффекта Э_потр. Разность между идеальным и реальным выходными эффектами является мерой оценки надежности СЭС. Таким образом, последняя представляет собой количество недоотпущенной потребителям электроэнергии в результате отказов СЭС:

W = Э_потр – Э_отп. (8.5)

Для сравнения СЭС, различных по количеству отпускаемой энергии, используется коэффициент необеспеченности электроэнергией

ρ = W/ Э_потр. (8.6)

Коэффициент обеспеченности электроэнергией определяется следующим образом:

π = Э_отп/ Э_потр = 1– W/ Э_потр = 1– ρ. (8.7)

Ожидаемое количество электроэнергии, недоотпущенное потребителям за период времени (обычно за год), определяется как суммарный ожидаемый недоотпуск электроэнергии всем М потребителям, присоединенным к данной СЭС, т.е.

(8.8)

Ожидаемый недоотпуск i-му потребителю соответствует произведению средней величины нагрузки на эквивалентную продолжительность простоя за рассматриваемый период времени

. (8.9)

Эквивалентная продолжительность простоя i - го потребителя

Θ_эi = λ_i ·Т_вi + ξ· ν_i ·Т_0i , (8.10)

где λ_i, Т_вi, ν_i, Т_0i – показатели надежности i-го потребителя; ξ – коэффициент, отражающий меньшую тяжесть последствий от преднамеренных отключений по сравнению с внезапными отказами. В практических расчетах принимают ξ = 0,33.

Для определения расчетного коэффициента необеспеченности требуется знать количество электроэнергии, которое было бы отпущено потребителям, если бы не было отказов в СЭС

Э_потр = , (8.11)

где P_рi – расчетная нагрузка i-го потребителя; T_{max i} – число часов использования максимума.

Показатели надежности СЭС определяются в следующем порядке:

1. рассчитывается надежность электроснабжения i-го потребителя;

2. устанавливается величина ожидаемого недоотпуска электроэнергии i-му потребителю W_i, а также требуемое количество электроэнергии Э_{потр i};

3. определяются величины суммарного недоотпуска и требуемого количества электроэнергии для потребителей СЭС;

4. вычисляется коэффициент необеспеченности.

Определение численных значений показателей надежности необходимо для обоснованного выбора решения.