Пресс-релиз
Июнь 2021 г.

Как улучшить надежность сети: 5 этапов

Как улучшить надежность сети: 5 этапов

Принципиальная концепция надежности воздушных линий электропередачи

Несмотря на то, что в некоторых странах, например в странах Скандинавии широко используется концепция полного перехода с воздушных линий на кабельные, я думаю, что в России и странах СНГ ввиду огромной протяженности сетей и ограниченности финансирования переход на кабельные линии в обозримом будущем с горизонтом 20-30 лет невозможен. А значит, если перед нами стоит задача улучшения показателей SAIDI/SAIFI нужно искать пути увеличения надежности именно ВЛ.

Статистически, на распределительную сеть 6-35 приходится около 80% отключений электроэнергии. В структуре электроснабжения централизованная "большая" генерация и передача электроэнергии от генерации к распределению имеют меньшую географическую подверженность риску плюс исторически оборудование класса напряжения 110 кВ и выше чаще подвергалось модернизации. Распределительные сети имеют гораздо большую протяженность линий, большее количество сетевых активов и хуже техническое состояние, чем линии передачи высокого класса напряжения и сетевые активы генерации. Отсюда и большее число отказов.

Рисунок 1 – Структура электроснабжения

Рисунок 1 – Структура электроснабжения

Основополагающим принципом повышения надежности воздушных электрических сетей является секционирование - разделение линии на короткие участки при помощи линейных коммутационных устройств, например выключателей нагрузки или разъединителей. Разбивая сеть на меньшие участки, можно изолировать поврежденные зоны тем самым сохраняя электроснабжение других участков. Без секционирования одна устойчивая авария привела бы к отключению всего фидера или даже подстанции. Ниже мы рассмотрим как этот принцип используется на разных этапах повышения надежности сети.

5 этапов повышения надежности

Путь к высокой надежности сети требует поэтапного подхода. На рис. 2 представлена концептуальная диаграмма модели поэтапного повышения надежности сети. Вертикальная ось отражает уровень технической сложности внедрения каждого из методов, а горизонтальная – эффект от внедрения в виде процента повышения надежности.

Рисунок 2 – Модель поэтапного повышения надежности сети 6-35 кВ
Этап 1
«Подстанционный выключатель»
Этап 2
«Подстанционный выключатель с АПВ»
Этап 3
«Реклоузеры с АПВ на линии»
Этап 4
«Распределенная автоматизация»
Этап 5
«Распределенная защита»
  • Только защита на головном выключателе ПС без АПВ
  • Нет линейных коммутационных аппаратов вдоль фидера
  • Защита на головном выключателе ПС с АПВ
  • Линейные коммутационные аппараты вдоль фидера неспособные отключать токи КЗ: секционолайзеры, разъединители, выключатели нагрузки
  • Вакуумные выключатели с микропроцессорной РЗА на ПС
  • Реклоузеры с АПВ и возможностью отключать токи КЗ на линии
  • Радиальный фидер
  • SCADA
  • Реклоузеры с АПВ, АВР и ОЗЗ
  • Направленная защита
  • Кольцевой фидер
  • Индикаторы коротких замыканий (ИКЗ)
  • Системы распределённой защиты (Wide area protection systems - WAPS)
  • Синхрофазоры (УСВИ)
  • Концентраторы данных (КСВД)

  • Модель предполагает последовательное прохождение 5 этапов. Давайте рассмотрим каждый из этапов более подробно.

    Этап 1 – Подстанционный выключатель на ПС без АПВ

    Этап 1 – Только выключатель на ПС без АПВ

    На начальном этапе устройства защиты установлены только на головном выключателе питающей подстанции. Используются электромеханические реле защиты, линейных коммутационных аппаратов на фидере нет, АПВ (автоматическое повторное включение) отсутствует. Любое КЗ, как устойчивое, так и неустойчивое приводит к отключению всего фидера. Например, при возникновении КЗ у ТП5 10/0,4 кВ сработает выключатель ВГ 1 и отключит все 6 потребителей линии.

    Этап 2 - Подстанционный выключатель с АПВ и ручное секционирование.
    Ожидаемое улучшение надежности: 30-50%

    Этап 2 - АПВ на ПС и ручное секционирование – Увеличение надежности: 30-50%

    На 2-м этапе внедряется однократное АПВ на выключателе подстанции, которое будет устранять до 50% всех КЗ, отрабатывая большую часть неустойчивых КЗ, в первую очередь от воздействия разряда молнии. Посередине линии устанавливается секционирующий аппарат – выключатель нагрузки с ручным местным управлением. Он будет задействован в тех случаях, где при помощи АПВ устранить аварию не удастся и при помощи оперативно-выездной бригады часть потребителей (ТП 4, ТП 5 и ТП 6) будет отключена при этом сохраняя питание для оставшихся 3-х ТП. Время на устранение аварии – от нескольких часов до суток.

    Этап 3 - Реклоузеры на линии.
    Ожидаемое улучшение надежности: 40-80%

    Этап 3 - Реклоузеры - радиальный фидер – Увеличение надежности: 40-80%

    3-й этап предполагает установку микропроцессорных РЗА и вакуумных выключателей в голове линии и реклоузеров с возможностью проведения до 3-х циклов АПВ качестве автоматических пунктов секционирования на самом фидере. Преимуществом данного метода является значительное сокращение затрат на переезды оперативных бригад т.к. КЗ автоматически детектируется ближайшим к нему реклоузером и либо устраняется посредством АПВ либо изолируются оставляя запитанными участки ближе к ПС 1. Потребители подстанций с 1-й по 4-ю даже не почувствуют аварию ниже по линии. Чем ближе потребитель к питающему центру, тем выше будет надежность его электроснабжения.

    Этап 4 – Распределенная автоматизация.
    Ожидаемое улучшение надежности: 70-90%


    Этап 4 – Второй источник питания/SCADA/ИКЗ/Распределенная автоматизация – Увеличение надежности: 70-90%

    Для большинства современных распределительных сетей этот этап даст максимально возможный уровень надежности. Это будет достигаться за счет введения второго центра питания и организации пункта сетевого АВР (Автоматического ввода резерва). На схеме выше реклоузер Р 3 устанавливается в точка нормального разрыва линии и в нормальном режиме работы находится в отключенном состоянии. При пропадании напряжения на одной из сторон срабатывает АВР и питание автоматически подается на отключенный участок. Является эффективным способом восстановления питания потребителей всего фидера при отключении одного из центров питания. На примере выше при КЗ в той же точке изолируется только поврежденный участок с ТП 5. Все остальные 5 потребителей остаются в работе.

    Ввиду наличия 2-х источников питания поток мощности стал двухсторонним, а значит защиты линейных коммутационных аппаратов должны уметь работать в обе стороны – требуется наличие элемента направления потока для устройств РЗА.

    Установка индикаторов короткого замыкания (ИКЗ) позволяет снизить время, затрачиваемое на поиск места повреждения и отправить оперативную бригаду точно в нужную точку линии тем самым улучшая показатель SAIDI.

    Этап 5 - Распределенная защита
    Ожидаемое улучшение надежности: > 80%


    Этап 5 - WAPS и УСВИ

    При первом взгляде на рисунок 5-го этапа сразу видно, что схема стала значительно сложней. Верхнюю ступеньку нашей модели в первую очередь следует рассмотреть сетевым предприятиям с большим количеством возобновляемых источников энергии в структуре генерации, что приводит к краткосрочным колебаниям параметров работы системы и проблемам с устойчивостью. Для корректной работы РЗА в этом случае требуются системы распределенной защиты (Wide area protection systems – WAPS) работа которых основана на применении синхрофазоров – устройств синхронизированных векторных измерений (УСВИ). Данные, полученные с помощью УСВИ, синхронизируются с помощью GPS и отправляются на концентратор синхронизированных векторных данных (КСВД). Работа таких систем позволит выйти на новый уровень работы сети, однако, многие функции и алгоритмы работы еще не изучены и требуют инвестиций в НИОКР и проведения экспериментальных работ.

    Как подняться на верхнюю ступеньку надежности

    Идея «ступенек» заключается в том, что при внедрении новых практик крайне маловероятно, что сетевая организация сможет быстро перепрыгнуть сразу через несколько ступенек. Работая на каждом этапе повышения надежности сети, мы опираемся на опыт, накопленный на предыдущем уровне. Например, будет очень сложно сразу перейти от этапа 1 с защитой на базе подстанционных выключателей и электромеханических реле к полностью автоматизированной интеллектуальной сети Smart Grid 4-го этапа, не пройдя промежуточных этапов. Более того, если оценить соотношение эффекта от внедрения к уровню инвестиций, для многих операторов целесообразным будет остановиться на 3-м или 4-м этапе, не переходя на 5-й. Тем не менее, модель задает вектор развития, необходимый для планирования прогрессивного повышения надежности сети.

    Для одного и того же типа аварии различные этапы в повышении надежности сети дают существенно разные результаты. Изменения в уровне надежности 3-й стадии по сравнению с 1-й является максимальными. Верхние стадии также показывает уменьшающуюся отдачу от инвестиций в сетевую автоматизацию. На более высоких этапах повышения надежности можно добиться определенных успехов, но они вряд ли превзойдут прирост в надежности, наблюдаемый при внедрении современных автоматических реклоузеров с дистанционным управлением и функциями определения места повреждения (ОМП).

    Сложность является противоположностью надежности. Достижение стадий 4 и 5 может даже оказать обратное влияние на надежность в краткосрочной перспективе, поскольку сетевые предприятия будут биться над тем, чтобы справиться с эксплуатационными издержками внедрения новых технологий: необученный персонал, новое оборудование, отсутствие четких инструкций и т. д. Инновации важны, но они лучше всего работают при постепенном переходе от одного шага к другому, с учетом правильных выводов, сделанных на предварительных этапах развития энергосистемы.