//Электрика. – 2008. – № 4.– С. 30–35.

Экспертная система оценки надёжности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей

Т.Б. Лещинская, Э.В. Магадеев

Московская государственная агрономическая академия им. Горячкина

Для выбора оптимального варианта обеспечения требуемого уровня надёжности для сельскохозяйственных потребителей необходимо проведение имитационного моделирования по многокритериальной модели, с учётом неопределённости. Разработанная экспертная система оценки надёжности (ЭСОН) состоит из базы знаний, базы исходных справочных данных, блока предполагаемых стратегий, блока выбора и расчёта частных критериев оценки, блока обработки статистической и экспертной информации об отказах элементов электрических сети, а также блока, принимающего оптимальное решение по частным критериям в условиях неопределённости исходной информации.

На первом этапе исследования нельзя определённо утверждать, какие из частных критериев необходимо выбрать – это неопределённость первого рода, и её снимает лицо, принимающее решение. Набор критериев должен быть [1]: полным (учитывать все цели функционирования системы); действенным (в наибольшей степени способствовать принятию однозначного решения); разложимым (с возможностью разделения его на части); не избыточным (не содержать дублирующих оценок одних и тех же последствий); минимальным (способствующим уменьшению размерности задачи). При оценке надёжности системы электроснабжения такими критериями могут быть капитальные вложения или дисконтированные затраты в средства повышения надёжности, недоотпуск электроэнергии из-за вероятных отказов электрооборудования или ущерб, наносимый потребителям, показатель качества электроэнергии и др. В ЭСОН заложено максимально возможное число частных критериев.

Неопределённостью второго рода является неопределённость исходной информации, которая в данной системе обусловлена объективными причинами: это значения электрических нагрузок на данный момент и особенно на перспективу, частота отказов и плановых отключений элементов электрической системы, значение удельных ущербов от недоотпуска электроэнергии потребителям и др. Так, значения частоты отказов элементов энергетической системы, опубликованные в справочниках, значительно различаются, поэтому необходимо корректировать их за счёт более современной информации об отказах элементов. Для расчёта показателей надёжности энергоснабжения (ПНЭ) в ЭСОН предусмотрено четыре метода: 1) стандартный (с использованием данных из справочника Б. Н. Неклепаева [2]); 2) структурный; 3) с использованием данных ОАО "РОСЭП" [3]; 4) с учётом реальной статистики, собранной в филиале ОАО "ФСК ЕЭС" Электросетьсервис.

Согласно "Методическим указаниям по обеспечению при проектировании нормативных уровней надёжности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей", для приёмников второй категории установлена допустимая продолжительности отключений электроснабжения Т_сум=9,2 ч/год; для специально выделенной группы потребителей, не допускающих длительности перерывов электроснабжения более 0,5 ч – Т_сум=1,25 ч/год. Для потребителей первой категории допускается перерыв в электроснабжении лишь на время автоматического восстановления питания от резервного источника при нарушении питания от основного [4]. При проектировании должна быть выбрана схема, которой соответствуют наименьшие приведённые затраты и которая в то же время обеспечивает допустимую продолжительность отключений.

Составляющие времени отключения соответственно для питающих и распределительных линий Т_п и Т_р определяют по формулам:

Т_п=ά_пL_п; Т_р=ά_рL_р,

где ά_п, ά_р – удельная годовая продолжительность отключений линий; L_п, L_р – длина линий, включая ответвления. Расчётные значения ά_п и ά_р, ч/год×км, приведены ниже:

ВЛ 110 кВ одноцепная	0,4
двухцепная	0,16
ВЛ 35 кВ одноцепная	0,7
двухцепная	0,28
ВЛ 10 кВ	0,9
ВЛ 0,38 кВ	1,3

При питании РТП 35/10 и 110/10 кВ двумя линиями 35 или 110 кВ принимают ά_п=0. Для однотрансформаторных подстанций 35/10 и 110/10 кВ годовая продолжительность отключения Т_пс=12 ч/год, для двухтрансформаторных – Т_пс=0.

Для сопоставления результатов расчёта показателей надёжности различными методами принята схема (рисунок) с двумя трансформаторами на районной трансформаторной подстанции (РТП) 110/10 кВ, двумя питающими ВЛ 110 кВ длиной 100 км, ВЛ 10 кВ длиной 40 км, ВЛ 0,38 кВ длиной 0,5 км. Установка двух трансформаторов рекомендована при шести и более отходящих линиях 10 кВ. Сéти 10 кВ обеспечивают электроснабжение птицефабрики по производству яиц на 200 тыс. кур; расчётная мощность Р=1,35 МВт.

Экспертная система ЭСОН позволяет задавать расчётную мощность на вводе к потребителям – либо замеренную, либо в виде данных расчётных нагрузок некоторых типичных сельскохозяйственных потребителей [5]. Ниже приведены характерные электрические нагрузки на вводе, МВт, ряда сельскохозяйственных объектов (в базу данных экспертной системы занесена информация по большинству сельскохозяйственных потребителей и объектов):

Выращивание и откорм свиней: 4 тыс. голов	0,195
10 тыс. голов	0,54
Производство молока: 400 коров	0,105
800 коров	0,165
Птицефабрика: 200 тыс. кур	1,35
500 тыс. кур	1,85
Зернохранилища	0,075

Расчёт структурным методом. Использованы показатели надёжности элементов рассматриваемой схемы [6] с учётом длины линий (табл. 1). Коэффициент плановых простоев, учитывающий меньшую тяжесть плановых ремонтов: Y=0,33. Суммарный параметр потока отказов двух параллельных ВЛ 110 кВ составит W_2L110=2W_L110(W_L110Т_вL110)=0,046 1/год; суммарное время их восстановления Т_в2L110=(W_L110Т_вL110)(W_L110Т_вL110)=3,422·10^-5 лет. Аналогично для двух параллельных трансформаторов 110/10 кВ W_2ТР110=6,4·10^-6 1/год; Т_в2ТР110=2,56·10^-8 лет. Время перерыва электроснабжения потребителей из-за вынужденных отказов Т_в=К_в·8760=14,3 ч/год; из-за плановых отключений Т_план=33,67 ч/год. Суммарная продолжительность перерывов в электроснабжении из-за вынужденных отказов и плановых отключений с учётом коэффициента планового простоя равна Т_сум=Т_в+YТ_план=25,4 ч/год, что превысило установленные нормы.

1. Показатели надёжности элементов схемы

Элемент	Поток отказов w, 1/год	Среднее время восстановления Тв, лет	Средняя час-тота плановых простоев wплан, 1/год	Средняя продолжитель- ность простоев в плано-вых ремонтах Тплан, лет
ВЛ 110 кВ	3,9	0,0015	2,9	0,0017
ВЛ 10 кВ	2,0	0,0018	0,88	0,0019
ВЛ 0,38	0,055	0,0008	0,011	0,0019
Трансформатор 110/10	0,02	0,008	0,5	0,0032
Трансформатор 10/0,38	0,01	0,008	0,25	0,003
Выключатель 110 кВ	0,03	0,003	0,2	0,006
Выключатель 10 кВ	0,01	0,0017	0,2	0,001

Если вычисленная продолжительность отключений превышает установленное значение, требуются мероприятия по повышению надёжности. В ЭСОН предусмотрены следующие варианты оснащения электрической сети 10 кВ средствами повышения надёжности (СПН): автоматическое секционирование; установка дистанционного измерителя (ДИ) расстояния до места короткого замыкания (КЗ); применение сетевого указателя (СУ) КЗ; наличие диспетчера на ТП 110/10 кВ; совместная установка дистанционного измерителя и сетевого указателя КЗ; совместное использование дистанционного измерителя и диспетчера на РТП 10/10 кВ; совместная установка секционирующих выключателей и схем автоматического включения резерва (АВР).

В настоящее время большая часть сельских распределительных сетей 6–10 кВ имеет радиальную, древовидную конфигурацию с ручным резервированием магистрали; в центрах питания вместе с маломасляными выключателями установлены традиционные защиты на электромеханических реле. Среднее время поиска и локализации повреждённого участка составляет примерно 5 ч. Сократить время отключённого состояния линии и не допустить её обесточивания можно за счёт автоматического секционирования – разделения линии на несколько участков с помощью коммутационных аппаратов, работающих автоматически. Для идеализированных условий, при установке на линии секционирующих выключателей числом N_СВ, аварийный недоотпуск электроэнергии снижается и составляет:

DW_СВ=0,5DW_сум(N_СВ+2)/(N_СВ+1). (1)

Использование СУ и ДИ существенно сокращает время поиска повреждённого участка, так как становится известно, какой из коммутационных аппаратов сработал и какой именно участок оказался повреждён. При наличии диспетчера на ТП 110/10 кВ можно своевременно оповещать оперативную бригаду о повреждении ВЛ 10 кВ. Наибольший же эффект даёт совместное использование нескольких СПН [7]. Усреднённое время перерыва электроснабжения при использовании СПН уменьшается:

ДИ	Тсум/1,23
СУ	Тсум/1,15
Диспетчер на ТП 110/10 кВ	Тсум/2,1
ДИ совместно с СУ	Тсум/1,25
Диспетчер на РТП 110/10 кВ совместно с ДИ	Тсум/2,6

Создать автоматическую, полностью управляемую схему распределительной сети можно на базе реклоузеров (от англ. recloser – переключатель) – пунктов автоматического секционирования воздушных распределительных сетей столбового исполнения, которые кроме микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики имеют систему портов для подключения устройств телемеханики и могут использоваться в качестве автоматического ввода резерва (АВР). Они не нуждаются в каком-либо обслуживании в течение всего срока эксплуатации. Местá установки и алгоритмы функционирования реклоузеров выбирают в результате технико-экономического анализа; что позволяет реализовать алгоритмы селективной работы большого числа последовательно установленных аппаратов при ограничении времени срабатывания.

Наибольший эффект автоматическое секционирование даёт на линиях с двусторонним питанием и сетевым АВР – любой повреждённый участок может быть автоматически отключён с двух сторон, а остальные участки будут продолжать питаться от одной из двух подстанций [8]. На радиальной линии при устойчивом КЗ будут отключены все потребители. Поскольку имеется возможность подключения устройств телемеханики, то эффект от применения реклоузеров благодаря поступающей информации от сработавшего аппарата достигается за счёт сокращения времени поиска повреждённого участка.

Применение сетевого АВР без автоматического секционирования также малоэффективно и, по сути, равноценно ещё одному циклу автоматического повторного включения (АПВ), который повторно включает несекционированную линию, но с другой стороны. Таким образом, действительного повышения надёжности электроснабжения можно достичь лишь при совместном использовании нескольких последовательно установленных аппаратов с функциями автоматического секционирования, АПВ и сетевого АВР. Для таких схем среднее время восстановления электроснабжения участка 10 кВ приближается к нулю.

Продолжительности перерывов в электроснабжении при использовании различных СПН, рассчитанные структурным методом, приведены в табл. 2.

2. Суммарная продолжительность перерывов в электроснабжении,

ч/год, при использовании СПН

Метод расчёта	Без СПН	СВ	ДИ	СУ	Диспетчер	ДИ и СУ	Диспет-чер и ДИ	СВ и резерви-рование
Структурный	25,41	19,06	20,66	22,01	12,11	20,33	9,775	7,968
С учётом ре-альной статис-тики	35,81	27,19	28,67	30,66	16,79	28,22	13,56	23,54
По данным ОАО "РОСЭП"	64,65	48,49	52,56	56,22	30,79	51,72	24,86	28,65
По данным [2]	48,46	36,35	39,4	42,14	31,15	38,77	18,64	31,22

Учёт реальной статистики отказов. Если период эксплуатации N_экс равен одному году, а возраст априорных знаний N_апр равен трём годам, то определяют коэффициент старения информации g=N_экс/(N_экс+N_апр)=0,25. Статистика отказов за указанный период времени сведена в табл. 3; там же представлены приведённые показатели надёжности элементов электроснабжения, определяемые по формулам:

W_прив=W(1–g)+g(N_откл/N_экс); Т_в.прив =Т_в(1–g)+g(Т_откл/N_откл),

где N_откл и Т_откл – реальное число отключений и их продолжительность за период эксплуатации (статистика).

3. Статистика отключений и приведённые показатели надёжности

Элемент схемы	Nоткл	Тоткл, ч/год	Wприв	Тв.прив
ВЛ 110 кВ	1	2,2·10^-3	2,975	1,675·10^-3
ВЛ 110 кВ	1	1,7·10^-3	2,975	1,55·10^-3
ВЛ 10 кВ	2	2,8·10^-3; 1,7·10^-3	0,7	1,913·10^-3
ВЛ 0,38 кВ	1	1,5·10^-3	0,054	9,75·10^-4
Трансформатор 110/10 кВ	1	60·10^-3	0,065	0,021
Трансформатор 110/10 кВ	0	0	0,02	8·10^-3
Трансформатор 10/0,38 кВ	1	40·10^-3	0,058	0,016
Выключатель 110 кВ	0	0	0,03	3·10^-3
Выключатель 10 кВ	1	5·10^-3	0,058	7,25·10^-3

Дальнейший алгоритм действий полностью повторяет структурный метод. Суммарная продолжительность перерывов в электроснабжении из-за вынужденных отказов и плановых отключений с учётом коэффициента планового простоя составила Т_сум=35,8 ч; расчёты для случаев использования СПН сведены см. табл. 3. Там же представлены результаты расчётов двумя другими методами: по данным ОАО "РОСЭП" и по данным справочника [2].

Расчёты показателей надёжности различными методами в большинстве случаев подтверждают, что нормируемый уровень надёжности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей не обеспечивается. Однако расчёт структурным методом (с использованием наиболее современных справочных данных об отказах элементов схемы [6]) показал, что для варианта совместного использования секционирования и резервирования сетей 10 кВ время перерыва электроснабжения потребителей меньше нормируемого значения. Это ещё раз подтверждает неопределённость информации об отказах, поэтому рекомендуется использовать дополнительную статистику, оценку показателей надёжности в конкретной электрической сети, данные экспертных опросов.

Пользователь работает с экспертной системой ЭСОН в диалоговом режиме и имеет возможность проверить результат различными методами. В случае превышения максимально допустимой продолжительности перерыва система сообщит об этом и предложит список СПН. Пользователь задаёт структуру сети и может выбрать вариант задания электрической нагрузки потребителя. По заданной информации ЭСОН рассчитает потери напряжения и мощности, суммарную продолжительность перерывов в электроснабжении, недоотпуск энергии и ущерб от недоотпуска. При использовании СПН система позволяет провести технико-экономическое сравнение вариантов и определить экономический эффект от их использования.

Известно, что в настоящее время значительная часть оборудования электрических сетей выработала свой расчётный ресурс, хотя ещё сохраняет достаточную работоспособность. Общее число технологических нарушений на оборудовании подстанций ФСК в 2006 г. выросло на 7 % по сравнению с предыдущим годом. Основными причинами стали износ оборудования (29 % нарушений) и дефекты его изготовления (19 %); часты нарушения в работе устройств релейной защиты и автоматики (35 %). Более 35 % отключений линий с неуспешным АПВ произошло из-за пожаров [9]. В табл. 4–6 представлены статистика отказов электрооборудования в МЭС Центра и мероприятия, рекомендуемые для повышения надёжности. Учитывались рекомендации ОАО "ФСК ЕЭС", а также сведения экспертов филиала ОАО "ФСК ЕЭС" Электросетьсервис Батяева Ю. В., Голикова В. С., Батракова А. М, Цицеро И. Ю.; большую роль сыграли советы и практические навыки Авдеевой М. Н.

4. Классификация отказов ВЛ и мероприятия по повышению надёжности

Причина	Число отказов	% от общего числа отказов	Мероприятия
Гроза	33	27	Использование длинноискровых разрядников РДИ* Установка одного или нескольких ОПН параллельно изоляторам*[10]
Повреждение изоляторов	14	12	Замена стеклянных тарельчатых и длинностержневых фарфоровых изоляторов на полимерные с кремнийорганическим защитным покрытием* Применение полиспектрального метода контроля технического состояния опорно-подвесной изоляции высоковольтных линий под рабочим напряжением [11]
Повреждения посторонними лица	8	6	Замена стеклянных тарельчатых и длинностержневых фарфоровых изоляторов на полимерные* Применение проводов с термостойким или супертермостойким алюминиевым сплавом
Лесной пожар	43	35	Вырубка леса вблизи ВЛ*
Повреждение опор	6	5	Применение опор на основе железобетонных центрифугированных конструкций
Птицы	4	3	Замена изоляторов на полимерные* Тепловизионное обследование для обнаружения дефектов контактных соединений на линиях и на опорной изоляции
Стихия	14	12	Использование полимерных межфазовых и междуфазных распорок для предотвращения пляски гололёда, многорезонансных гасителей вибрации Применение устройств, предотвращающих гололёдообразование на проводах, грузов-ограничителей закручивания проводов, устройств для защиты проводов от налипания мокрого снега
Итого	122	100

5. Классификация отказов воздушных и масляных выключателей и мероприятия по повышению надёжности

Причина	Число отказов	% от общего числа	Мероприятия
Недостатки конструкции и изготовления	54	51	Применение колонковых и баковых элегазовых выключателей со встроенными трансформаторами тока, преимущественно с пружинным приводом, взамен морально и физически устаревших масляных и воздушных выключателей* [12] Внедрение прогрессивных методов и средств мониторинга для получения оперативной информации о состоянии выключателя* Повышение номинального тока отключения и коммутационного ресурса путём модернизации контактной системы воздушных и масляных выключателей
Недостатки эксплуатации	30	28	Внедрение прогрессивных методов и средств мониторинга для получения оперативной информации о состоянии выключателя*
			Использование быстродействующих устройств релейной защиты для снижения времени отключения КЗ
Дефекты ремонта	11	10	Внедрение средств мониторинга*
Естественный износ	12	11	Применение элегазовых выключателей*
Итого	107	100

С помощью ЭСОН провели расчёты показателей надёжности для рассматриваемой схемы с учётом модернизаций (отмечены в табл. 4–6 звёздочкой); при этом параметры потока отказов и время восстановления уменьшились на 60–70 %. Результаты расчёта суммарной продолжительности перерывов в электроснабжении потребителей представлены в табл. 7. Таким образом, выполнение даже отдельных мероприятий повысит надёжность, позволяя, например, отказаться от использования резервирования,

6. Классификация отказов трансформаторов и мероприятия по повышению надёжности

Причина	Число отказов	% от общего числа	Мероприятия
Недостатки конструкции и изготовления	12	27	Использование в конструкции трансформаторов 110 кВ магнитопроводов с косым стыком или без стыка (возможно – ленточный), из металла с повышенной коэрцитивной силой* Применение трансформаторов, не требующих подпрессовки обмоток в течение всего срока службы, с вводами с твёрдой изоляцией или герметичными маслонаполненными*
Недостатки эксплуатации	4	9	Использование более эффективных систем охлаждения путём принудительной или естественной циркуляции масла
Дефекты ремонта	12	27	Оснащение трансформаторов 110 кВ системами мониторинга и диагностики, встраивание в конструкцию внутренних и внешних дискретных датчиков для контроля за усилием подпрессовки обмотки, температурой нагретой точки и др.*
Посторонние воздействия	8	18	Оснащение системами мониторинга и диагностики. Внедрение новых систем пожаротушения, предотвращения взрывов и возгораний
Изменение материала в процессе эксплуатации, повреждение обмоток и изоляции	6	13	Применение силовых трансформаторов, не требующих подпрессовки обмоток Оснащение системами мониторинга и диагностики
Ненормальные и аварийные режимы сети	3	6	Внедрение новых систем пожаротушения, предотвращения взрывов и возгораний*
Итого	45	100

7. Суммарная продолжительность перерывов в электроснабжении, ч/год,

при использовании СПН и с учётом модернизации

Метод расчёта	Без СПН	СВ	ДИ	СУ	Диспетчер	ДИ и СУ	Диспет-чер и ДИ	СВ и резерви-рование
Структурный	5,54	4,16	4,51	4,82	2,64	4,44	2,13	3,03
С учётом реальной статистики	18,29	13,72	14,87	15,91	8,79	14,63	7,04	15,20
По данным ОАО "РОСЭП"	21,85	16,39	17,76	19,01	10,41	17,48	8,41	8,17
По данным [2]	8,17	6,13	6,64	7,11	3,89	6,53	3,14	5,68

В заключение следует отметить, что техническая инспекция филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Центра выявила снижение количество технических нарушений за 5 месяцев 2007 г. на объектах МЭС Центра более чем на 35 % по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. Это первые результаты начатой в текущем году Программы комплексного технического перевооружения и реконструкции электрических сетей, которая включает замену изношенного оборудования, строительство новых высокотехнологичных объектов электрической сети и организацию сервисного обслуживания действующего оборудования.

Список литературы

1. Левин М.С., Лещинская Т.Б. Методы теории решений в задачах оптимизации систем электроснабжения: Учеб. пособие / Под. ред. акад. ВАСХНИЛ И. А. Будзко. М.: ВИПКэнерго, 1989. 130 с.

2. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат.1986. 640 с.

3. Будзко. И.А., Левин М.С. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населённых пунктов. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Агропромиздат, 1985. 320 с.

4. Будзко И.А., Зуль Н.М. Электроснабжение сельского хозяйства. М.: Агропромиздат, 1990. 496 с.

5. Электротехнический справочник в 4 т. Т.2. М.: Изд-во МЭИ, 2003. 518 с.

6. Файбисович Д.Л. Справочник по проектированию электрических систем. Москва: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. 320 с.

7. Лещинская Т.Б., Белов С. И. Определение показателей надёжности электроснабжения сельскохозяйственного производства. М.: Агроконсалт, 2004. 152 с.

8. Астахов А.М. Совместное использование секционирования и резервирования в сельских распределительных сетях 6–10 кВ // Вестник ФГОУ ВПО "Орловский государственный агроинженерный университет". Вып. 2. Орёл, 2005.

9. Христенко В.Б. Положение о технической политике ОАО "ФСК ЕЭС". М.: ООО "ДиалогЭлектро", 2006. 128 с.

10. Подпоркин Г.В., Калакутский Е.С. Система защиты ВЛ с защищёнными проводами от грозовых перенапряжений и их пережога // Энергетик. 2006. № 10.

11. Завидей В.И. Полиспектральный метод контроля технического состояния опорно-подвесной изоляции высоковольтных линий на рабочем напряжении // Электро. 2007. № 3. С. 52–55.

12. Аракелян В.Г. Физическая химия элегазового электротехнического оборудования. М.: Изд-во МЭИ, 2002. 296 с.

Схема сети 110/10/0,38 кВ