Разработка методики оценки риска повреждаемости ТС 35-110 кВ

Разработанная методика должна учитывать вероятность отказа конкретного узла с учетом срока эксплуатации, ущерб потребителя и поставщика электроэнергии.

Описание алгоритма

При оценке риска необходимо учесть достоинства и недостатки известных методов, приведенные в таблицах 1.1.5.1. Особенность предлагаемой оценки риска отказа СТ в том, что рассматриваются последствия отказа, как для поставщика, так и для потребителя электроэнергии. Кроме того, учитываются конструктивные особенности оборудования, срок его эксплуатации и вероятность отказа предполагаемого места (узла, системы) повреждения СТ.

При оценке риска отказа СТ желательно учесть возможные экономические, экологические, социальные, последствия, возможные человеческие жертвы, ухудшение имиджа компании, недополученную прибыль поставщика и потребителя электроэнергии, продолжительность и цену ремонта, условия эксплуатации, категорию потребителя. Учесть на практике все перечисленные факторы не представляется возможным из-за недостатка (конфиденциальности) информации финансового характера. Стремясь к сохранению комплексного подхода в оценке риска отказа трансформатора, предлагаем для расчета риска следующую формулу:

• (16)
• — риск, учитывающий потери поставщика электроэнергии (стоимость ремонт ТС);

— риск, учитывающий потери поставщика электроэнергии (недоотпуск электроэнергии);

риск, учитывающий потери потребителя электроэнергии (штрафы от различных категорий потребителя);

Pk — вероятность повреждения k-ого узла;

?G — суммарный ущерб;

N_мощ — мощность трансформатора;

G_рем — стоимость ремонта;

К_нагр — коэффициент нагрузки;

t_откл — время отключения;

С_тариф — тариф для потребителя;

V — количество линий резервирования;

Nкатегор — бал значимости категории электропотребителя.

Алгоритм оценки риска повреждаемости ТС 35−110 кВ показан на рисунке 2.1.1.

Рисунок 2.1.1 — Алгоритм оценки риска повреждаемости ТС 35−110 кВ.

Рисунок 2.1.2 — Алгоритм оценки риска повреждаемости ТС 35−110 кВ.