Причини і наслідки порушень електропостачання споживачів

Порушення електропостачання споживачів виникають, коли припиняється або обмежується їх живлення. Ці порушення наступають з вини ЕЕС, тобто вони є фактично відмовами ЕЕС як деякого електроенергетичного об'єкта. За своїм характером відмови ЕЕС є частковими, бо втрата живлення всіх споживачів одночасно не наступає. Відмови ЕЕС - це події, які є наслідком виникання інших подій. Вони пов'язані з деякими первинними збуреннями (відмовами в самій системі), до яких належать:

- короткі замикання (КЗ) і пошкодження електроустановок (дефекти, старіння, діяння перенапруг чи механічних сил тощо);

- хибна робота та відмови пристроїв РЗА, систем керування та засобів регулювання режимів;

- помилки експлуатаційного персоналу під час оперативних перемикань та дій у моменти ліквідації аварій;

- виникання дефіцитів енергоресурсів (спрацювання водних запасів, недопоставки чи погіршення якості палива).

Первинні збурення змінюють схему та режими ЕЕС і спричинюють тим самим порушення електропостачання споживачів. Проте первинні збурення не завжди призводять до відмови ЕЕС. Наприклад, аварійне вимикання одного з трансформаторів ПС, вимикання одної з ліній кільця тощо не обов'язково порушують електропостачання споживачів.

Відмови ЕЕС умовно можна розділити на прості та складні.

Прості відмови пов’язані з аварійними вимиканнями елементів системи або погіршенням умов її функціонування. Як приклади простих відмов можна назвати: пошкодження окремих ЛЕП або устаткування ПС, що спричинюють перерви чи обмеження електропостачання споживачів; відмови окремих генерувальних агрегатів ЕС, які за відсутності достатнього резерву потужності призводять до обмеження електропостачання споживачів; спрацювання гідроресурсів у періоди сухої погоди, наслідком чого стає недовідпуск електроенергії споживачам у години максимуму навантаження.

Відмови елементів ЕЕС характеризують кількісно ймовірністю їх виникання. Імовірність відмови елемента можна визначити способами “відношення випадків” або “відношення мір”. Способом відношення випадків користуються, наприклад, для пристроїв релейного захисту й автоматики. Статистична ймовірність відмови пристрою дорівнює відношенню числа відмов n до загального числа спрацювань N за період спостереження. Способом відношення мір користуються для елементів структури ЕЕС (ЛЕП, трансформаторів, вимикачів). Статистична ймовірність відмови елемента структури ЕЕС дорівнює відношенню часу аварійного простою t за період спостереження до тривалості Т цього періоду. Отже, ймовірність q відмови елемента ЕЕС визначають по-різному, залежно від його функцій в системі.

(1.1)

Для елементів структури ЕЕС розрізняють відмови типу “розрив” і типу “коротке замикання”. Для силових елементів ЕЕС характерні відмови типу розрив, бо під час пошкоджень вони вимикаються та виводяться зі схеми. Відмова комутаційного апарата - це відмова типу КЗ, бо після втрати його працездатності необхідно вимикати вимикачі суміжних ділянок, тобто розривається не одна вітка структури ЕЕС, а декілька віток.

Складні відмови пов'язані з несприятливими збігами відмов різних елементів ЕЕС внаслідок випадковості, стихійних явищ, неправильної дії чи відмов систем керування і захисту, помилок персоналу. Складні відмови особливо небезпечні для основних мереж ЕЕС, оскільки вони відбуваються тут переважно в формі аварій і можуть призводити до глибоких порушень режимів та схем. Аварії в ЕЕС локалізуються та ліквідуються оперативним персоналом і засобами автоматики, проте часто виходять з під контролю і розвиваються каскадним способом у важкі ланцюжкові форми, спричинюючи множинні вимикання споживачів, відокремлення деяких ЕС від системи і навіть погасання великих районів.

ЕЕС протидіють впливові збурень, бо характеризуються певним рівнем живучості.

Згідно ДСТУ 2860-94, живучість – властивість об’єкту зберігати обмежену працездатність в умовах зовнішніх діянь, що призводять до відмов його складових частин.

Для електроенергетичної системи вважаємо поняттям живучості ЕЕС - здатність протистояти збуренням, не допускаючи виникання аварій та їхнього каскадного розвитку, який зумовлює множинні порушення живлення споживачів.

Підвищення рівня живучості, яке досягається посиленням резервування потужності та структури системи, зростанням ефективності засобів автоматичного протиаварійного керування (АПАК), поліпшенням режимної керованості тощо, сприятливо відбивається на функціонуванні ЕЕС. Зниження рівня живучості призводить до збільшення числа аварій та підвищує частоту їхпереходів у ланцюжкові форми.

Важливим для ЕЕС і особливо для електроенергооб'єднань зі слабкими міжсистемними зв'язками є забезпечення стійкоздатності ЕЕС.

Стійкоздатність ЕЕС - це її властивість неперервно зберігати стійкість поточного режиму.

Порушення стійкості паралельної роботи в ЕЕС та в електроенерго­об'єднаннях є найбільше поширеною аварією. Для зниження частоти її виникання необхідно впроваджувати ефективні режимні та схемні заходи. Підвищення рівня стійкоздатності ЕЕС досягають посиленням контролю за нормальними й аварійними режимами зв'язків, підвищенням ефективності засобів відвернення втрати стійкості, збільшенням пропускної здатності зв'язків шляхом їх реконструкції.

На виникання та розвиток складних відмов значний вплив має рівень режимної керованості ЕЕС.

Режимна керованість ЕЕС - це її властивість підтримувати нормальний режим за допомогою керування.

Ця властивість визначає ефективність керування з метою збереження чи відновлення (після порушення) нормального режиму роботи ЕЕС. Недостатній рівень режимної керованості знижує надійність ЕЕС і визначається недосконалістю засобів керування, а також небажаними значеннями параметрів деяких елементів структури ЕЕС.

Відомі дані про порушення нормальних режимів енергооб'єднань. У системотвірних мережах колишнього СРСР прості відмови складали 64% від загальної кількості порушень режимів, складні відмови з одиничною дією автоматики - 28%, випадки каскадного розвитку аварій - 8%. У числі причин первинного порушення режиму 85% належали пошкодженням ЛЕП та основного устаткування ПС, а 15% - відмовам систем керування режимами. У числі повторних і третинних відмов у процесі каскадного розвитку аварій відмови та хибна робота автоматики складали вже 81%. Таким чином, системи АПАК, будучи ефективним засобом відвернення аварій, активно сприяють розвиткові неліквідованих аварій у складні форми. Враховуючи значну частку складних відмов, стає очевидною важливість підвищення рівня живучості, стійкоздатності та режимної керованості ЕЕС.

Усякі порушення в роботі ЕЕС (недовідпуски електроенергії споживачам, пошкодження ЛЕП та устаткування ЕС і ПС, непередбачувані зміни режимів) супроводжуються економічними збитками. Величина збитків у кожному конкретному випадку різна, тобто вони носять імовірнісний характер. Середньорічні збитки характеризують ступінь надійності роботи ЕЕС та їх підсистем - вони є узагальненим (інтегральним) показником надійності. Надалі будемо позначати їх літерою Н.

В економічному плані збитки від порушень в роботі ЕЕС являють собою особливий вид експлуатаційних видатків. Вони складаються з двох основних частин: збитки, заподіяні споживачам (збитки споживачів); збитки, заподіяні електроенергосистемі (системні збитки).

На величину збитків споживачів впливають такі чинники:

- пошкодження основного устаткування споживача чи поломка інструменту, зумовлені раптовим припиненням живлення;

- розлад технологічного процесу споживача;

- псування сировини, брак або зниження якості продукції;

- простій робочої сили під час перерви електропостачання;

- недовикористання основних виробничих фондів підприємства;

- недовиробіток продукції або виробіток її з запізненням, що зумовлює зниження прибутку.

Величину системних збитків визначають:

- затрати на післяаварійні ремонти електроустановок чи на заміну пошкодженого устаткування;

- додаткові витрати палива на ЕС, зумовлені збільшенням втрат електроенергії в мережі у післяаварійних режимах;

- недовикористання основних фондів та виробничого персоналу ЕЕС у випадках недовиробітку електроенергії.

Збитки конкретних споживачів залежать в першу чергу від характеру їх виробництва, тобто від особливостей технологічних процесів та устаткування, властивостей вироблюваної продукції, режиму роботи підприємства. Наприклад, для металообробних виробництв збитки від порушень електропостачання визначаються в основному простоями робітників, для металургійних - істотним збільшенням тривалості технологічного процесу, для текстильних і харчових - псуванням сировини.

Збитки споживачів залежать також від тривалості порушення живлення. Зі збільшенням тривалості відносна величина збитків зменшується, бо тим чи іншим способом споживач адаптується до погіршених умов роботи.

Порушення електропостачання може наступити раптово (аварійно) або після завчасного попередження. Раптове порушення живлення може призвести до пошкодження устаткування, поломок інструменту, розладу технологічного процесу або браку продукції. Для окремих видів виробництв достатньо короткочасної (на 10-15 с) перерви електропостачання, щоб ці чинники проявилися достатньо повно. В умовах диспетчерських попереджень збитки істотно менші за рахунок підготовленості споживача до порушень живлення та залежності системних збитків тільки від недовиробітку електроенергії.

У разі порушень електропостачання може наступати повне чи часткове знеструмлення споживача, тобто припинення (перерва) або обмеження живлення. Обмеження живлення виконується засобами автоматики або диспетчером оперативно шляхом вимикання частини електроприймачів споживача. Зі збільшенням глибини обмеження живлення e відносні збитки Н* споживача зростають (рис. 1.1), бо крім невідповідальних доводиться вимикати і відповідальні електроприймачі. Умова e=1,0 означає припинення живлення споживача.

Рис. 1.1. Відносні збитки споживача в разі обмежень електропостачання

Системні збитки визначаються в основному характером порушення роботи ЕЕС та тим, які елементи системи пошкодилися в результаті відмови чи аварії. Пошкодження ЛЕП за винятком ожеледних та вітрових руйнувань, нескладні. Важкими наслідками супроводжуються пошкодження генераторів та силових трансформаторів. У табл. 1.2 для прикладу наведено усереднену вартість післяаварійного ремонту деяких елементів ЕМ. Якщо відома тривалість простоїв пошкоджених електроустановок ЕЕС, то можна розрахувати збільшення втрат електроенергії в мережі, недовиробіток електроенергії в системі та оцінити пов'язані з цим затрати.

Таблиця 1.2

Вартість післяаварійного ремонту елементів ЕМ, тис. у.о. *

	Номінальна напруга мережі, кВ
Лінія електропересилання	1,8	1,8	1,6	1,4	0,9
Трансформатор	41,0	26,0	18,0	7,1	4,4
Вимикач: повітряний	2,5	1,6	1,1	0,5	0,4
оливний	-	-	1,6	0,4	0,05

*Примітка.Під у.о. розуміються абстрактні умовні грошові одиниці.

Для конкретних споживачів у конкретних умовах порушень електропостачання їх збитки від припинення чи обмеження живлення визначаються доволі точно. Величина системних збитків у конкретних аварійних ситуаціях також піддається оцінці. Проте для потреб аналізу надійності роботи ЕЕС можливість точної оцінки збитків проблематична.

Досліджуючи надійність ЕЕС до уваги беруть основні структурні зв'язки та вузли навантаження. Тут не диференціюють сумарне навантаження вузлів за характером споживачів, не диференціюють також відмови елементів системи за характером пошкоджень тощо. Тому збитки оцінюють узагальнено, виходячи з величини сумарної недовідпущеної електроенергії за досліджуваний період часу.

У практичних розрахунках надійності середньорічні збитки Нвизначають за виразом

Н=Н0 W НS,

(1.2)

де Н₀- усереднені питомі збитки, віднесені до одиниці недовідпущеної електроенергії, у.о./(кВт×год); W _НS - сумарна величина електроенергії, недовідпущеної протягом року всім споживачам ЕЕС чи її підсистеми, надійність якої досліджують, кВт×год.

У практиці проектування та експлуатації часто виникає потреба встановлювати показники надійності та визначати збитки для конкретних видів порушень в роботі ЕЕС. Існує різка відмінність питомих збитків для різних порушень від їх усереднених значень. За даними [19, 20] питомі збитки від недовідпусків електроенергії (переведені в у.о.) становлять:

- у разі планового обмеження електропостачання в години максимуму навантаження – Н₀ = 0,18 у.о./(кВт×год);

- у післяаварійному режимі зі зниженою частотою без вимикання споживачів - Н₀ = 0,53 у.о./(кВт×год);

- під час ліквідації аварій з попередженням споживачів про вимикання - Н₀ =1,06 у.о./(кВт×год);

- під час ліквідації аварій без попередження споживачів про вимикання - Н₀ = 1,8(0,6+D Р *) у.о./(кВт×год), де D Р *£0,2 - відношення величини вимкненого навантаження до сумарного навантаження попереднього режиму;

- у разі вимикання споживачів дією засобів РЗА - Н₀ = 32D Р * у.о./(кВт×год).

Для визначення питомих збитків для різних порушень у роботі ЕЕС використовують й інші співвідношення, що свідчить про наближеність оцінок. Усереднене для всієї сукупності порушень значення розрахункових питомих збитків Н₀, яке враховує і збитки споживачів, і системні збитки, рекомендують приймати таким, що дорівнює 1,1 у.о./(кВт×год). Це значення Н₀використовують під час орієнтовних обчислень збитків від недовідпусків електроенергії.