124
I.
В
ВЕДЕНИЕ
В настоящее время электрические сети все больше
оснащаются
современными
быстродействующими
устройствами силовой электроники и системами,
обеспечивающими получение достоверной информации о
режимах работы сети и состояние оборудования в
реальном времени. Рост её поступления в ДЦ
обуславливает возможность и необходимость поиска
новых методов оценки параметров режима работы
электрической сети и надёжности оборудования. Так,
например, в ПАО «Россети» используется методика [1],
согласно которой определяется индекс технического
состояния (ИТС) и на его основании составляется список
оборудования, требующего первоочередного ремонта, и
вычисляют вероятность его АО. Положения, приведённые
в [1], основаны на концепции постепенных отказов,
обусловленных физико-химическими процессами старения
и износа оборудования. Однако в реальных условиях
эксплуатации
часто
возникают
внезапные
(катастрофические) отказы, обусловленные нерасчётными
внешними нагрузками и факторами. Появление подобных
ситуаций
особенно
актуально
для
оперативно-
диспетчерского управления, выполняемого ДЦ ЭЭС и
охватывающего управление режимом ЭЭС в масштабе
реального времени.
В управлении электроэнергетическими режимами ЭЭС
и при планировании ремонтов диспетчерскими центрами
не используется в полной мере информация о надёжности
оборудования [2]. Для оценки надёжности ЛЭП
используются в основном усреднённые справочные
данные, а одними из основных показателей являются
параметры потока отказов, которые определяются в целом
по регионам, временам года и т. д. Поэтому необходим и
актуален поиск новых методов оценки и ранжирования
надёжности ЛЭП с использованием различных факторов.
II.
В
ЫБОР
ФАКТОРОВ
,
ОКАЗЫВАЮЩИХ
НАИБОЛЬШЕЕ ВЛИЯНИЕ НА НАДЁЖНОСТЬ
ЛЭП
110
К
В
И ВЫШЕ
Надёжность ЛЭП зависит от большого числа факторов,
как правило, независимых друг от друга. Их можно
условно разделить на эксплуатационные (срок службы,
техническое состояние и т.д.), конструктивные (длина
пролета, конструкция опор, типы проводов и т.д.),
климатические (температура воздуха, скорость ветра,
атмосферные перенапряжения и т.д.) и внешние
(воздействие птиц, посторонних лиц и т.д.).
Рис. 1 – Основные причины АО ЛЭП
напряжением 110 кВ за 2017–2019 гг.
Для разработки методики необходимо определить
наиболее важные из них, что позволит с достаточной
точностью и с наименьшим количеством исходных данных
определять вероятность АО ЛЭП. С этой целью был
проведен анализ причин АО ЛЭП напряжением 110 кВ в
Калужской
энергосистеме
за
2017–2019
гг.,
представленный на рис. 1. Основными причинами аварий
на ЛЭП 110 кВ за указанный период являлись воздействия
неблагоприятных метеоусловий, в результате которых
произошло 49,23 % аварий, в том числе из-за
возникновения атмосферных перенапряжений – 31,47 %
(наибольшее число аварий). Загрязнение птицами
изоляции и столкновение летящих птиц с проводами
спровоцировали
27,83
%
аварий.
Вследствие
несвоевременного выявления и устранения дефектов на
ЛЭП в период 2017–2019 гг. произошло 12,51 % аварий,
связанных в основном с повреждением изоляторов и
обрывом шлейфов.
Если рассматривать другую энергосистему в иной
климатической зоне, то процент АО для каждой из причин
будет отличаться от приведённого на рис. 1, поэтому в
предложенной далее методике вес факторов, оказывающих
влияния на надёжность ЛЭП, должен рассматриваться в
пределах определённой энергосистемы или ОЗ ДЦ.
Следует отметить, что ветровые нагрузки, не
превышающие значений в соответствии с ПУЭ, не должны
приводить к повреждению ЛЭП. Но при воздействии
факторов окружающей среды возрастает вероятность
отключения ЛЭП, связанная как с её техническим
состоянием (обрыв или схлёстывание проводов, падение
опор и т. д.), так и с повреждениями, вызванными
падениями деревьев. Поскольку большинство причин
аварийных отключений ЛЭП имеют ярко выраженный
сезонный характер, при создании методики оценки
надёжности ЛЭП обязательно учитывать время года.
Кроме указанных факторов, необходимо учитывать
параметры ЛЭП, которые значительно влияют на её
надежность. Это длина и номинальное напряжение ЛЭП.
Чем короче ЛЭП, тем ниже вероятность её отключения. От
номинального напряжения зависят конструктивные
особенности выполнения ЛЭП. Чем выше напряжение, тем
выше требования к конструкции ЛЭП, определяющие её
надежность [4].
III.
Р
АНЖИРОВАНИЕ ФАКТОРОВ
Для учёта множества факторов, обладающих
количественной
и
размерной
неоднородностью,
предлагается использовать методику сравнительной
рейтинговой оценки [4]. Каждый фактор необходимо
количественно охарактеризовать, то есть выбрать такой
показатель, вес которого можно определить на основании
статистики АО в ОЗ ДЦ, то есть для всех ЛЭП одного
класса напряжения, которые будут находиться примерно в
одних и тех же природных и климатических условиях. В
табл. I представлены основные факторы АО ЛЭП и
характеризующие их показатели, а также способ получения
и время актуализации информации, поступающей в ДЦ от
сетевых и метеорологических организаций. Как видно из
табл. I, большинство данных, необходимых для расчётов
показателей, могут быть предоставлены в ДЦ сетевыми
организациями вместе с паспортами ЛЭП. Процедура
передачи дополнительных данных (карта трассы ЛЭП,
ИТС, длина ЛЭП, оборудованная птицезащитными
устройствами) может быть прописана в существующих
Атмосферные
перенапряжен
ия (гроза)
31.47%
Ветровые
нагрузки
17.33%
Гололедно-
изморозевые
отложения
0.43%
Воздействие
животных и
птиц
27.83%
Несвоевременн
ое выявление и
устранение
дефектов
12,51%
Воздействие
посторонних лиц
10.43%
