Показатели saidi и saifi что это
Россети и цифровизация – подробный разбор
Миллиарды капитальных затрат, которые планируют потратить Россети – это не шутки. Попробуем разобраться, что это такое вообще, какой эффект может дать холдингу и дочерним компаниям. Некоторые ошибочно сводят цифровизацию к повсеместной установке «умных» счётчиков, но тема намного обширнее.
(на всякий случай отрекомендуюсь: тема энергетики мне близка, поскольку по долгу службы посетил не один десяток подстанций, в основном подстанции ФСК ЕЭС, описываемое оборудование (АСУТП, РЗА, счётчики и т.п.) своими глазами видел и понимаю, как эти системы работают)
По этой теме высказался Электромонтёр https://smart-lab.ru/blog/473188.php. Написано эмоционально, но я не полностью согласен со сделанными им выводами и кроме того вижу технические неточности. Не хочу критиковать и влезать в полемику, просто представлю своё видение, и если оно приведёт к конструктивному обсуждению – замечательно. Тема на самом деле непростая – не столько технически, сколько в плане перевода этих инвестиций на язык денег. Нас, инвесторов, всё-таки не железки интересуют, а денежная отдача от всех этих мероприятий.
Первая картинка из презентации Россетей, буду обращаться к ней всё время. Взята тут http://electricalnet.ru/blog/glava-rossetei-pavel-livinskii-pro-tsifrovizatsiu 
Как видим, тут много всего разного. Внедряться будет в три этапа: 
На первом этапе в основном затраты на приборы учёта, телемеханизацию и связь. Управляемые элементы сети и цифровые вторичные системы на последние этапы.
Буду рассматривать компоненты инвестпрограммы по порядку перечисления на второй картинке.
Первое направление цифровизации – это система учёта (на первой картинке — зеленые 1 и 4).
«Умные» счётчики, передающие данные о потреблении на сервер, с возможностью удалённого отключения потребителей. 
«Новый прибор учета – это фактически небольшой компьютер, который не просто считает киловатт-часы, но и имеет ряд дополнительных функций. … приборы «умного учета» могут предотвратить пожар, связанный с коротким замыканием в проводке. Система находит так называемые «токи утечки» и отключает электричество, когда они появляются. Новые счетчики также защитят приборы от перепадов напряжения в сети. Прибор следит за показателями качества электроэнергии, и если они выходят за пределы нормы, то он автоматически отключит дом, а после восстановления нормального режима опять включит.
Показания со счетчика снимаются дистанционно: системы «умного учета» представляют собой комплекс современных цифровых устройств, объединенных в единую сеть. Информация от потребительских приборов передается на главный сервер в районе электрических сетей, где оператор снимает показания со счетчиков и передает эти данные в энергосбытовые компании. Таким образом, потребители избавляются от визитов инспекторов и контролеров, а счета на оплату электроэнергии приходят по почте.»
При этом вряд ли будет рост операционных расходов. Часто вы обслуживаете и ремонтируете электросчётчики в своих квартирах? Нет. Так и здесь. Счётчик считает пробегающие электроны, GSM-модем передаёт данные на сервер. Никаких хитростей нет, заменить сломанный счётчик может любой штатный электрик. Один сервер на энергосистему или возможно на весь МРСК и один-два специалиста по системам учёта.
В общем, думаю, что это полезное и даже необходимое направление для инвестиций, которое точно окупается. Тем более что оно может производиться без вложений со стороны Россетей вообще, через так называемые энергосервисные контракты – когда установка счётчиков идёт за счёт внешнего инвестора, который потом получает долю экономии. (http://www.rosseti.ru/press/news/?ELEMENT_ID=27844)
Ливинский об этом говорит так:
«Реальный пример — переход на цифровые технологии в Мамоновском и Багратионовском районах Калининградской области, где мы как раз и реализовали пилотный проект.
Сети в этих районах были ненаблюдаемыми, со значительным количеством незаконных подключений, что приводило к ежедневным отключениям. А сейчас местные жители забыли про это, потому что мы видим всю сеть. Уже на первом этапе мы снизили потери с 23% до 13%, а по окончании реализации всех запланированных мер выйдем на 6-7%. Мы повысили показатели SAIDI и SAIFI на 60%, почти на 20% снизили свои операционные затраты. Все получаемые результаты свидетельствуют о том, что данный опыт необходимо тиражировать и на других территориях.»
В общем, инвестиции в систему учёта – это понятное и хорошее вложение. Если бы цифровизация состояла только из этого — было бы отлично.
Второй компонент. Телемеханизация (на первой картинке это зелёные 7,8 плюс красная 1). 253 млрд.
Телемеханика — это система сбора информации об оборудовании подстанции и удалённого управления. Чтобы при необходимости отключить какой-нибудь выключатель это мог сделать диспетчер, а не приходилось посылать дежурную бригаду. Из документа «Положение ОАО «Россети» о единой технической политике в электросетевом комплексе»:
«Уровень автоматизации сетей 35-110 (220) кВ и особенно 6-20 кВ значительно отстает от аналогичного показателя в развитых странах. Только 38% от общего количества центров питания оснащены телесигнализацией и менее 16% имеют телеуправление». То есть только 16% подстанций может рулить диспетчер, уютно сидя за компьютером, а на остальные 84% подстанций едут в любое время дня и ночи коллеги Электромонтёра, зачастую за десятки километров.
Есть смысл в инвестициях сюда? Думаю, есть. Экономия времени дежурных бригад и затрат на технику, плюс если диспетчер видит состояние оборудования, может устроить предупредительный ремонт вместо аварийного, дешевле отремонтировать трансформатор, а не менять сгоревший (хорошо, если сгорит один, а не со всей подстанцией).
Счётчик может обойтись GSM-модемом, он передаёт «в центр» немного информации. Для управления подстанциями, особенно большого напряжения, на которых стоит много оборудования и работают десятки разнообразных датчиков и выключателей и передаётся много информации, нужны более серьёзные каналы связи. Технической политикой Россетей определено, что основа сети связи – это ВОЛС, оптоволокно. Надёжный канал с отличной пропускной способностью, который позволит удалённо управлять подстанцией, организовать видеонаблюдение и т.п. Без этого компонента не заработают остальные (кроме системы учёта). Дополнительный мегаплюс ВОЛС – что мощности линии можно сдавать в аренду, и это в перспективе дополнительный заработок для МРСК, а ФСК уже зарабатывает, пока 0,5 млрд за 2017, но это только начало: http://www.fsk-ees.ru/press_center/company_news/?ELEMENT_ID=227680 Необходимость этих инвестиций тоже не вызывает сомнений.
Четвёртое направление. Кибербезопасность. Это обратная сторона медали – чем современнее оборудование и система управления подстанции, тем выше риск взлома. 159 млрд – получите-распишитесь L Почему такие огромные затраты и как это будет окупаться, неясно. Скорее всего, это мегабабло будет осваивать Лаборатория Касперского и дружественные ИТ-компании: https://www.ruscable.ru/news/2017/03/23/Zaschitu_Laboratorii_Kasperskogo_dlya_energetiches/
Пятое направление. Управляемые элементы сети. Скорее всего, это реклоузеры (синяя 1 на первой картинке). Реклоузеры – специальные штуки, позволяющие отключать только один участок высоковольтной линии и оставлять в работе остальные (http://tmtrade.ru/index.php/chto-takoe-reklouzer). Т.е. если птица сядет неудачно на провода и замкнёт две фазы, то отключится вся ЛЭП со всеми подключенными к ней потребителями. А реклоузеры позволят отключить только один «повреждённый» кусок ЛЭП, да ещё и включить его автоматически, когда останки несчастного существа упадут с проводов.
Теоретически это позволит увеличить продолжительность работы линии и выручку МРСК, но каких суммах может идти речь? Ливинский оперирует показателем SAIDI – это время отключения потребителя за год в часах. Цитата о результатах пробного проекта цифровизации: «Мы повысили показатели SAIDI и SAIFI на 60%» (он немного оговорился, эти показатели надо снижать, а не повышать). В годовом отчёте за 2016 средняя длительность отключения – 2,8 часа. Если этот показатель снизится на 60% до 1 часа в год (!), насколько повысится выручка сетевых компаний? А вложения здесь внушительные – 186 млрд. Надёжность сети, конечно, повысится, но никакой окупаемости я тут не вижу.
Шестое. Системы управления (красные 2-3 на первой картинке). Нужны для оптимизации потерь и управления сетями при авариях. Внятной информации о перспективах и окупаемости этих систем не нашёл.
Седьмое. Цифровые вторичные системы подстанций (синие 2-4 на первой картинке). Вот это самое большое и затратное направление. Пусть не смущают запланированные 188 млрд, здесь можно спокойно освоить не один триллион. На эту тему есть документы «Программа инновационного развития ПАО «Россети» на период 2016–2020 гг. с перспективой до 2025 г.» и аналогичная «Программа инновационного развития ПАО «ФСК ЕЭС» на 2016-2020 годы с перспективой до 2025 года», а в них раздел «Цифровая подстанция».
Вкратце, в чём суть. На каждой подстанции есть первичное оборудование (трансформаторы, выключатели и т.п.) и куча вторичных систем, которые управляют первичным (АСУТП, РЗА, ПА, и ещё много страшных слов). Все эти вторичные системы обычно представляют сборную солянку из разнородного оборудования разных производителей и лет выпуска, работающих на разных протоколах. Плюс от каждой системы до оборудования свои провода, в итоге на одной подстанции десятки километров кабелей. А обслуживающий персонал должен знать всё это оборудование, уметь обслуживать и ремонтировать, копаясь в куче медных проводов. Вместо этого предлагается всю вторичку объединить на одном протоколе МЭК 61850. Это реальная тема, современная инновация, продвигается сейчас по всему миру. ФСК предполагает следующую отдачу:
Допустим.
В перспективе все подстанции Россетей теоретически ждёт модернизация оборудования под этот протокол. Ещё раз хочу отметить, что запланированные на это направление 188 млрд – это крохи. Допустим, что до 2025 года на цифровую подстанцию потратят 100 млрд. За эти деньги будет вот что:
Внедрение элементов цифровой подстанции – на 68 подстанций. Полностью цифровые подстанции – целых 4! Четыре.
Напомню, подстанций напряжением 35 кВ – 7000, 110-330 – 7000, 220 кВ – 600, 500кВ и выше – 123. Итого порядка 15000 подстанций, подпадающих под проект «Цифровая подстанция». 100 млрд потратят, а что получат? «Цифровая подстанция» — это реально бездонная бочка для капитальных затрат.
Резюмирую. Россети анонсировали (и приступили к выполнению) масштабной инвестпрограммы, которая на деле состоит из нескольких не всегда связанных направлений. Где-то окупаемость очевидна, где-то нет, где-то инвестиции точно не окупятся.
Ещё раз про общие цифры.
Общие инвестиции в цифровизацию — 1,3 млрд. руб. Программа даст эффект 13% по IRR, а NPV (дисконт 11%) будет положительным — 70 млрд. руб. Срок окупаемости — 14 лет, CAPEX и OPEX к 2030 году должны снизиться на 30% (http://www.bigpowernews.ru/news/document81559.phtml)
Ну как так. NPV – 70 млрд при инвестициях в 1300 млрд. Вы вложите миллион триста тысяч в проект на 7 лет, чтобы получить по итогу всего 70 тысяч.
В дальнейшем я разберу влияние этой кампании на инвестпрограммы ФСК ЕЭС и нескольких распределительных компаний. Вкратце. В ФСК уже проведена огромная работа по установке счётчиков и прокладке ВОЛС, плюс с телемеханизацией всё в порядке, поэтому эти инвестиции в размере 600+ млрд лягут на плечи МРСК. Управляемые элементы сети скорее всего туда же. Кибербезопасность и системы управления – пока непонятно. Цифровая подстанция – до 2025 года в ФСК 72 млрд, остальное по МРСК. А после 2025 и ФСК, и МРСК смогут осваивать по теме цифровых подстанций любые мыслимые суммы.
Показатели saidi и saifi что это
Индексы, которые характеризуют надежность системы электроснабжения
В настоящее время во всем мире компании, отвечающие за распределение электрической энергии, прилагают максимальные усилия над решением проблемы перебоев в работе электрической сети; с этой целью энергосбытовые и энергоснабжающие компании измеряют индексы надежности IEEE (Институт инженеров по электротехнике и радиоэлектронике). Этими индексами являются:
Средний индекс частоты прерываний в работе системы (SAIFI)
SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) – это среднее количество длительных перерывов в электроснабжении на одного потребителя в год или отношение количества ежегодных перерывов в работе системы к общему количеству потребителей.
Средний индекс длительности прерываний в работе системы (SAIDI)
SAIDI (System Average Interruption Duration Index) – это средняя продолжительность перерывов в электроснабжении на одного потребителя в год или отношение общей продолжительности длительных ежегодных перерывов в работе системы к общему количеству потребителей.
Показатели определяются в совокупности для всех уровней напряжения и по отдельности для электрических сетей 0,4 кВ и 10 (6) кВ.
Перерывы в электроснабжении потребителей не всегда связаны с аварийными и нештатными ситуациями. Значительное время отводится на техническое обслуживание электрических сетей и контроль эксплуатационных параметров, таких как контроль напряжения, тока, коэффициента мощности и др.
Формулы расчета индексов надежности
SAIFI
общее количество длительных перерывов
в работе системы электроснабжения в год
общее количество потребителей
SAIDI
общая продолжительность длительных перерывов
в работе системы электроснабжения в год
общее количество потребителей
В Белоруской энергосистеме также используются мировая практика применения данных показателей.
Показатели непрерывности электроснабжения для сетей 0,4-10 кВ в г. Минске
Выбор
Выбор мест установки реклоузеров
Выбор мест установки реклоузеров осуществляется по критерию минимального значения показателя SAIFI.
Минимальное значение SAIFI достигается при равенстве произведения количества потребителей (N) на протяжённость фидера (L) со всеми отпайками на каждом из участков сети.
– количество потребителей, подключённых к участку i;
– суммарная протяжённость фидера с отпайками на участке i.
После применения данного критерия места установки реклоузеров должны быть скорректированы:
— по условиям близости к дорогам;
— по условию отсутствия связи;
— по условиям неравномерности распределения потребителей по фидеру;
— по иным причинам невозможности установки реклоузера в конкретном месте.
Методика сравнения и выбора наиболее эффективного технического решения по повышению надежности
При выборе и сравнении различных вариантов повышения надежности распределительной сети рассчитываются следующие основные показатели надежности и эффективности реконструкции.
Показатели надежности
а) SAIFI – среднее количество отключений потребителей в год.
– количество отключений потребителей i-го участка фидера, определяемое по выражению (2), откл./год;
– количество потребителей i-го участка фидера, шт.;
– количество участков фидера, шт.
– коэффициент, учитывающий наличие многократных АПВ на устранение неустойчивых повреждений в сети. При отсутствии АПВ принимается равным 0. При наличии однократного АПВ – 0,6. При наличии двукратного АПВ – 0,8.
– суммарная длина участков фидера, при повреждении на которых происходит отключение потребителей i-го участка, км.
– количество отключений фидера в год, откл./год;
– длина линии, км.
б) SAIDI – средняя длительность отключений потребителей в год.
где 
– время перерыва электроснабжения потребителей i-го участка фидера, определяемое по выражению (5), ч/год.
T – среднее время восстановления одного устойчивого повреждения, определяемое по выражению (6), ч;
– коэффициент, учитывающий влияние сокращения зоны поиска поврежденного участка за счет секционирования на общее время восстановления электроснабжения. При наличии автоматических пунктов секционирования принимается равным 0,6.
– общее время перерыва электроснабжения при аварийных отключениях фидера, ч/год;
– количество аварийных отключений фидера, приводящих к перерыву электроснабжения, откл/год.
CIE- инвестиции, требуемые для реконструкции, руб.
С0, С0(0)- стоимость владения сетью (издержки) до и после реконструкции, руб./год.
Стоимость владения рассчитывается как сумма амортизационных затрат, операционных затрат, стоимости ЭЭ.
Выбор наиболее эффективного варианта
Наиболее технически и экономически выгодным вариантом повышения надежности распределительной сети является вариант с наименьшим показателем ARIE и наибольшим RDCO. При этом должна учитываться топология сети, географические особенности местности, необходимость минимизации установки нетелемеханизированных коммутационных аппаратов (разъединителей), локализацию и категорию надежности электроснабжения потребителей.
Улучшение показателя SAIDI, SAIFI может быть также достигнуто такими техническими мероприятиями как:
— модернизация устройств РЗА на питающих пунктах;
— выполнение программ ТОиР, ТПиР.
При новом строительстве, выполнение программ ТОиР и ТПиР для повышения надежности распределительной сети необходимо руководствоваться ПУЭ, положениями ПАО «Россети» «О единой технической политике в электросетевом комплексе» в части выбора типа проводов ВЛ и способа их подвески из условия прохождения трассы, применением дополнительных мер по защите проводов, выбора материала и конструкционной особенностей опор и т.д. Техническая составляющая рассмотренных мероприятий по повышение надежности не относится к области применения данного стандарта и в данном сборнике не рассматривается.
Секционирующие пункты (реклоузеры) рекомендуется устанавливать в нормальных точках раздела (НТР).
Методика выбора параметров срабатывания защит
Применение устройства для защиты кабельной или воздушной линии, предусмотрено в двух вариантах: без измерения по цепям напряжения или с наличием цепей напряжения.
В случае применения цепей напряжения для сетей, имеющих в своем составе большую долю двигательной нагрузки, элементы малой генерации и др. возможна организация направленной максимальной токовой защиты (НМТЗ), реализация вольтметровой блокировки токовых защит, а также выполнение автоматики повторного включения (АПВ) с контролем наличия или отсутствия напряжения на линии, автоматики ввода резерва (АВР).
В случае применения устройства без измерения цепей напряжения необходимо при конфигурации и установке уставок устройства учитывать, что часть функций будут блокированы, и применение устройства будет ограничиваться режимами работы конкретной сети.
Состав защит необходимо уточнять при конкретном проектировании по результатам расчетов токов короткого замыкания, токов замыкания на землю и расчета токораспеделения в условиях наличия питания больше чем от одного источника.
Расчеты рабочих уставок максимальной токовой защиты линий (МТЗ) Ток срабатывания МТЗ
выбирается в амперах (первичных) по трем условиям:
— несрабатывания защиты 2РЗ при сверхтоках послеаварийных перегрузок, т.е. после отключения короткого замыкания на предыдущем элементе (рисунок 1);
— согласования чувствительности защит последующего и предыдущего элементов;
— обеспечения достаточной чувствительности при КЗ в конце защищаемого элемента (основная зона) и в конце каждого из предыдущих элементов (зоны дальнего резервирования).
Рисунок 1. Расчётная схема для выбора уставок релейной защиты
По первому из этих условий ток срабатывания МТЗ на Л2 выбирается по стандартному выражению:
Значения коэффициентов kн и kв для цифровых реле соответственно 1,1 и 0,94.
Максимальные значения коэффициента самозапуска при значительной доле электродвигательной (моторной) нагрузки определяются расчетом для конкретных условий, но обязательно при наиболее тяжелом условии пуска полностью заторможенных электродвигателей.
Максимальное значение рабочего тока защищаемого элемента Iраб.макс определяется с учетом его максимально допустимой перегрузки. Например, для трансформаторов 10 и 6 кВ мощностью до 630 кВА в России допускается длительная перегрузка до 1,6 ÷ 1,8 номинального тока. Для некоторых элементов перегрузка не допускается (кабели напряжением выше 10 кВ, реакторы).
По условию согласования чувствительности защит последующего (защищаемого) и предыдущих элементов ток срабатывания последующей защиты выбирается по выражению:
kн.с.- коэффициент надежности согласования, значения которого зависят от типа токовых реле и принимаются в пределах от 1,1 при согласовании цифровых реле с реле типа РТ-40, РСТ, и другими микропроцессорными устройствами до 1,3 ÷ 1,4 при согласовании цифрового реле с реле прямого действия типа РТВ;
Показатели saidi и saifi что это
XXI заседание Ассоциации электроснабжения городов России «ПРОГРЕССЭЛЕКТРО»
(System Average Interruption Duration
Index) — коэффициент средней продолжи-
тельности отключений в системе. Коэффици-
ент SAIDI представляет собой используемый
сетевыми компаниями и регуляторами инте-
гральный показатель надёжности системы
электроснабжения, численно равен средней
продолжительности перерывов электроснаб-
жения, приходящихся на одного потребителя.
Коэффициент SAIDI измеряется в единицах
времени и определяется за фиксированный
период времени, равный, как правило, году.
(System Average Interruption Frequency
Index) — коэффициент средней частоты отклю-
чений в системе. Коэффициент SAIFI численно
равен среднему количеству перерывов электро-
снабжения, испытываемых одним потребите-
лем за рассматриваемый период. Коэффициент
SAIFI измеряется в количестве отключений на
одного потребителя в течение фиксированного
периода времени, равного, как правило, году.
(Customer Average Interruption Dura-
tion Index) — коэффициент средней продолжи-
тельности отключений потребителя.
(Customer Average Interruption Fre-
quency Index) — коэффициент средней часто-
ты отключений потребителя.
(Momentary Average Interruption Fre-
quency Index) — коэффициент средней частоты
кратковременных перерывов электроснабже-
ния, продолжительностью меньше заданной.
(Energy Not Supplied) — недоотпуск
электроэнергии, показывает общий объём
электроэнергии, который теоретически мог
быть отпущен потребителям сети в отсутствии
(Energy Not Distributed) — нераспреде-
лённая энергия, показатель, используемый в
Португалии как аналог ENS.
(Average Interruption Time) — среднее
время перерывов, является мерой количества
времени, в течение которого не осуществля-
(Average Interruption Frequency) — сред-
няя частота перерывов электроснабжения, по-
казатель, измеряющий количество перерывов
электроснабжения в год.
(Average Interruption Duration) — сред-
няя продолжительность перерыва, является
мерой средней продолжительности перерыва
(Customer Interruptions) — количество
перерывов электроснабжения потребителей,
используется в Великобритании вместо пока-
(Customer Minutes Lost) — суммарная
продолжительность отключений потребителей,
используемый в Великобритании аналог пока-
(Average System Interruption Duration
Index) — средний коэффициент продолжитель-
ности отключений, показывает среднюю про-
должительность перерыва электроснабжения,
рассчитанную по номинальной или договорной
мощности, а не по количеству затронутых пе-
рерывом электроснабжения потребителей.
(Average System Interruption Fre-
quency Index) — средний показатель частоты
отключений в системе, показывает среднее
количество перерывов электроснабжения,
рассчитанное по номинальной или договор-
ной мощности, а не по количеству охваченных
перерывом электроснабжения потребителей.
(Customer Total Average Interruption
Duration Index) — коэффициент средней сум-
марной продолжительности отключений потре-
бителя, показывает общее количество времени
в год, в течение которого не осуществлялось
электроснабжение потребителей, испытавших
хотя бы один перерыв электроснабжения за от-
(Number of Interruption Equivalent to
Power Installed) — эквивалентное количество
перерывов относительно установленной мощно-
сти, показатель, используется в Испании в каче-
стве альтернативы показателя SAIFI для оценки
количества перерывов электроснабжения.
(Time of Interruption Equivalent to Pow-
er Installed) — эквивалентное время перерывов
относительно установленной мощности, пока-
затель, используемый в Испании и Португалии
для количественной оценки среднего времени,