CC BY
52
05.20.02 ЭЛЕКТРОТЕХНОЛОГИИ И ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ _В СЕЛЬСКОМ ХОЗЯЙСТВЕ_
05.20.02 УДК 621.311
DOI: 10.24411/2227-9407-2020-10104
Анализ аварийности сельских электрических сетей 0,38 кВ нижегородской энергосистемы
Евгений Александрович Сбитнев, Максим Сергеевич Жужин
Нижегородский государственный инженерно-экономический университет, Княгинино (Россия)
Аннотация
Введение: в работе рассмотрены количество и причины отключений в сельских электрических сетях 0,38 кВ. Аварийные режимы приводят к резкому нарушению качества электрической энергии в системе электроснабжения. Наиболее распространенными аварийными режимами в сельских электрических сетях и у потребителей являются обрывы проводов и короткие замыкания.
Материалы и методы: определение уровня аварийности проводилось с использованием элементов численного анализа и математической обработки статистических данных. Проведение исследования прежде всего необходимо для разработки мер по обеспечению требуемого уровня надежности. Также необходимо проведение комплексного исследования с анализом причин и характеристик нарушений в работе электрических сетей с возможностью выполнения прогноза эффективности принятых мер. Анализ аварийности и моделирование проводилось с помощью пакета прикладных программ МА^АВ.
Результаты и обсуждение: анализ статистики повреждений показывает, что среди всех зафиксированных аварийных режимов достаточно большое количество занимают такие, информация о которых поступала не от устройств сигнализации, а от потребителей. Довольно часто возникают режимы обрыва. Надежность электрических сетей определяется статистической вероятностью выполнения ими своих функций либо случайными величинами частоты вынужденных отказов. Среднее время ремонта повреждения воздушной линии состоит из трех составляющих - время отыскания места повреждения, времени, затрачиваемого ремонтной бригадой на прибытие к месту повреждения, и время выполнения ремонтных работ.
Заключение: на основе проведенного анализа можно сделать вывод о том, что основными направлениями, направленными на повышение надежности электрических сетей 0,38 кВ, являются повышение требований к уровню квалификации персонала, своевременное проведение профилактических испытаний, применение новых более надежных материалов для элементов электрических сетей, тепловизионный контроль за состоянием электрооборудования.
Ключевые слова: аварийные режимы, динамика отказов, короткие замыкания, линия электропередач, математическая модель, надежность электроснабжения, полиномиальная регрессия, технологические нарушения, электрическая сеть, эффективность электроснабжения.
© Сбитнев Е. А., Жужин М. С., 2020
Для цитирования: Сбитнев Е. А., Жужин М. С. Анализ аварийности сельских электрических сетей 0,38 кВ нижегородской энергосистемы // Вестник НГИЭИ. 2020. № 11 (114). С. 36-47. DOI: 10.24411/22279407-2020-10104
Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License. The content is available under Creative Commons Attribution 4.0 License.
Accident rate analysis of rural electric networks 0.38 kV of the Nizhny Novgorod power system
Evgeniy Aleksandrovich Sbitnev, Maksim Sergeevich Zhuzhin
Nizhny Novgorod State University of Engineering and Economics, Knyaginino (Russia)
Abstract
Introduction: The work considers the number and causes of outages in rural electrical networks of 0.38 kV. Emergency modes lead to a sharp violation of the quality of electrical energy in the power supply system. The most common emergency modes in rural electrical networks and at consumers are wire breaks and short circuits. Materials and methods: the determination of the accident rate was carried out using elements of numerical analysis and mathematical processing of statistical data. Research is primarily necessary to develop measures to ensure the required level of reliability. It is also necessary to conduct a comprehensive study with an analysis of the causes and characteristics of violations in the operation of electrical networks with the ability to predict the effectiveness of the measures taken. Accident rate analysis and modeling was carried out using the MATLAB software package. Results and discussion: Analysis of damage statistics shows that among all the recorded emergency modes, a fairly large number are occupied by those, information about which came not from alarm devices, but from consumers. Cutoff modes occur quite often. The reliability of electrical networks is determined by the statistical probability of their performance or by random values of the frequency of forced failures. The average time to repair an overhead line damage consists of three components - the time to find the place of damage, the time spent by the repair team to arrive at the place of damage, and the time it takes to carry out repair work.
Conclusion: based on the analysis, it can be concluded that the main directions aimed at increasing the reliability of 0.38 kV electrical networks are increasing the requirements for the level of qualifications of personnel, timely preventive tests, the use of new more reliable materials for elements of electrical networks, thermal imaging control the condition of electrical equipment.
Keywords: emergency modes, dynamics of failures, short circuits, power line, mathematical model, reliability of power supply, polynomial regression, technological disturbances, electrical network, power supply efficiency.
For citation: Sbitnev E. A., Zhuzhin M. S. Accident rate analysis of rural electric networks 0.38 kV of the Nizhny Novgorod power system // Bulletin NGIEI. 2020. № 11 (114). P. 36-47. (In Russ.). DOI: 10.24411/2227-94072020-10104
Введение
Электрические сети и элементы энергосистемы играют важную роль в передаче электроэнергии потребителям, от их исправного состояния зависит надежная работа. В процессе эксплуатации различают рабочие и аварийные режимы электрических сетей. Аварийные режимы могут возникать в любое время суток и года на воздушных, кабельных линиях электропередач, на трансформаторных подстанциях и в распределительных устройствах [1]. Все аварийные режимы обязательно сопровождаются ухудшением качества параметров электрической энергии и перерывами в электроснабжении потребителей [2; 3; 4; 5; 6; 7]. Ущерб, который наносит перерыв в электроснабжении, определяется количеством недоотпущенной электроэнергии, который, в свою очередь, зависит от мощности потребителей и от длительности ликвидации повреждения. Как показывает опыт эксплуатации, повреждаемость линий электропередач распределяется равномерно по длине, поэтому частота отказов линий ю длиной L определяется формулой:
ш = ш0 • Ь, где ^о - удельная частота отказов, 1/год.
На основе обработки статистических данных о работе и ремонтах электрооборудования удельная частота отказов ^о воздушной линии 0,38 кВ равна 0,75, а среднее время ремонта 2,2 ч. [8], поэтому линии желательно подводить как можно ближе к потребителям и выполнять короткими.
Объект исследования Объектом исследования в данной работе являются электрические сети класса напряжения 0,38 кВ части энергосистемы Нижегородской области. На основе отчетов о технологических нарушениях, произошедших с 2016 по 2019 годы, выполнен анализ аварийности одного из сетевого района рассматриваемых электрических сетей.
Материалы и методы В Нижегородской области на долю ВЛ-0,38 кВ приходится большая часть технологических нарушений (ТН) в виде отключений 43 % [9]. Распределение ТН по объектам энергосистемы показано на рис. 1.
I Воздушные линии
I Кабельные линии
Оборудование подстанций
Оборудование потребителей | Причины не установлены
Рис. 1. Диаграмма распределения технологических нарушений Fig. 1. Distribution diagram of technological violations
Это обусловлено тем, что на линию электропередач, помимо эксплуатационных, также влияют и другие факторы, такие как климатическое (сильный ветер, выпадения агрессивных осадков), постороннее вмешательство (изменения стрелы провеса или обрыв проводов) и сложность в контролировании технического состояния ВЛ и элементов энергосистемы [10].
Техническое состояние большинства современных ВЛ не позволяет обеспечить каких-либо правовых требований относительно надежности электроснабжения [11]. Для разработки мер по обеспечению требуемого уровня надежности необходимо проведение комплексного исследования с анализом причин и характеристик нарушений в работе электрических сетей с возможностью выполнения прогноза эффективности принятых мер.
Для обработки статистических данных была собрана информация об аварийности сетей 0,38 кВ на одном из предприятий электрических сетей ПАО «МРСК Центра и Приволжья» филиала «Нижно-
вэнерго» за период с 2016 по 2019 год. Суммарная протяженность воздушных линий электропередач, выполненных неизолированным проводом в 3-фазном исполнении плюс ноль, электрических сетей 0,38 кВ составляет около 314 км. Общее количество аварийных отключений за рассматриваемый период составило 741. Анализ собранной информации проводился с использованием элементов численного анализа и математической обработки статистических данных [12].
На рисунке 2 изображена статистика аварийных ситуаций по причинам с 2016 по 2019 года.
Анализ рисунка 2 показывает, что самое большое количество аварийных ситуаций возникает по неизвестным причинами. В определенном количестве случаев среди всех зафиксированных аварийных режимов информация поступала от населения, а не от устройств защиты и сигнализации. На рассматриваемом отрезке времени происходит рост аварийных ситуаций с 2016 по 2018 годы, а 2019 году виден спад на несколько показателей.
Рис. 2. Статистика аварийных ситуаций по причинам с 2016 по 2019 годы: 1 - причины не установлены; 2 - повреждения элементов КТП; 3 - повреждение проводов линий электропередач; 4 - повреждение вводов в здание; 5 - отключения из-за грозовых перенапряжений и гололёдно-ветровых нагрузок; 6 - отключения из-за падения или приближения деревьев; 7 - повреждение опоры
Fig. 2. Statistics of emergency situations for reasons from 2016 to 2019: 1 - reasons are not established; 2 - damage to the elements of the package transformer substation; 3 - damage to the wires of power lines; 4 - damage to building entrances; 5 - shutdowns due to lightning overvoltage and ice and wind loads; 6 - shutdowns due to falling or approaching trees; 7 - damage to the support
38
Аварийные ситуации, причиной которых является повреждение элементов КТП, занимает второе место в статистике. Максимальное значение приходится на 2017 год с последующим уменьшением к 2019 году.
При анализе повреждений проводов линий электропередач можно увидеть, что аварийные неисправности по данной категории изменяются незначительно.
Так же, анализируя аварийные ситуации по причине повреждения вводов в здание, видно, что показатели в 2018 году были сведены к минимальному значению. Но в 2019 году произошел резкий скачок, который на 62 % превышает показатель в 2016 году.
Аварийные ситуации по причине отключения из-за грозовых перенапряжений и гололёдно-ветровых нагрузок с 2016 по 2017 годы показывают рост аварийности, а в 2018 показатель падает, и в 2019 году по сравнению с 2018 годом он держится в неизменном виде.
Остальные показатели, такие как отключения из-за падения или приближения деревьев и повреждения опор с 2016 по 2019 годы остаются либо практически неизменными, либо стремятся к нулю.
Наиболее распространенными аварийными режимами в электрических сетях и у потребителей являются короткие замыкания (КЗ) и обрывы проводов. КЗ вызываются соединением проводов с разным потенциалом и приводят к значительному увеличению тока в сети и к искажению напряжения у потребителей. Следствием обрывов проводов является резкое изменение напряжений и выход из строя потребителей. Также наблюдается большое количество электротравм (до 46 %) при обрыве провода с замыканием «фаза - земля» [13], когда оборванный провод висит над поверхностью земли либо соединяется с землей через большое переходное сопротивление. Из проведенного анализа статистики аварийных ситуаций по причинам в период с 2016 по 2019 год можно сделать вывод, что большой показатель по сравнению с другими и не стремящийся к снижению является - «по не установленным причинам». К этой категории могут быть отнесены все рассмотренные причины, которые либо не были определены работниками аварийной службы на месте, вследствие чего произошло отключение электрической энергии. Либо не было возможности ее установления, так как есть участки линий электропередач, которые не относятся к обслуживанию данной сетевой компании. Поэтому в настоящий момент все подобные ситуа-
ции относятся к данной категории и имеют большой показатель.
Опыт эксплуатации проводов ВЛ и кабелей показывает, что КЗ в сетях 0,38 кВ возникает в результате [14; 15; 16; 17; 18]:
- ошибочных действий персонала при оперативных и ремонтных переключениях. Ошибки персонала наблюдаются при нарушении правил включения линий после ремонта, при выводе в ремонт, при умышленном нарушении блокировок от неправильных операций с аппаратами сетей;
- дефектов натяжки, нарушения технологии соединения проводов, крепления проводов к изоляторам при монтаже и эксплуатации (до 15 %). Слабое крепление приводит к падению провода на крюк или траверсу, что сопровождается однофазным КЗ. Неправильное крепление приводит также к перетиранию проводов возле изоляторов;
- падения деревьев и веток на провода линий электропередачи при сильном ветре и при лесорубных работах;
- нарушения габаритов линий электропередачи в процессе эксплуатации (до 60 %). Габариты воздушных линий электропередачи резко уменьшаются при гололеде с ветром и при высокой температуре окружающего воздуха. Они могут также нарушиться из-за несвоевременной перетяжки проводов;
- актов варварства;
- схлестывания проводов под напором порывистого ветра или действия птиц;
- механических повреждений опор и обрыва проводов транспортными средствами (до 10 %). Концы разорванных проводов могут находиться под напряжением длительное время, и всякое прикосновение к ним приводит к поражению людей или животных электрическим током. Опасность представляют не только оборванные фазные провода, но и нулевой провод, на котором может присутствовать напряжение из-за несимметричной нагрузки фаз линии;
- пробоя изоляции.
Основной причиной возникновения обрывов проводов являются механические повреждения и повышение тепловыделения в контактных соединениях в результате [19; 20]:
- приложения к проводам усилий, превышающих предел их прочности, например, со стороны транспортных средств;
- ослабления контактного давления в месте соединения проводников, ведущего к увеличению переходного сопротивления Япер. Тогда от проте-
кающего тока в месте соединения проводников увеличивается количество выделяющегося тепла:
Фвыд ^нагр ' -^пер.
Если в окружающую среду рассеивается энергии меньше, чем выделяется, тогда температура в месте соединения возрастает, происходит расплавление места соединения и разрыв цепи;
- роста оксидной пленки на контактирующих поверхностях, ведущей к увеличению переходного сопротивления. Это наблюдается при слабом контактном нажатии;
- электрохимической коррозии, например, из-за соединения медных и алюминиевых проводников без переходных клемм и шайб.
Как было отмечено ранее, факторы, влияющие на надежность, можно разделить на несколько групп:
- эксплуатационные факторы. Они заключаются в техническом состоянии ВЛ;
- природные явления, действующие на рассматриваемый объект;
- организационно-технические факторы. Они составляют важную часть общих факторов, влияющих на надежность ВЛ, но отличаются тем, что являются неизмеримыми, их можно прогнозировать и устранять с помощью специальных мер, разработанных для улучшения условий эксплуатации.
При проведении работ по реконструкции ВЛ необходимо оценить их эффективность. Полученные данные позволяют моделировать динамику частоты аварийных отключений по установленным причинам и оценивать влияние принимаемых мер на уровень их надежности.
Техническая обстановка линий электропередач включает в себя состояние проводов, опор, изоляторов, фундаментов и арматуры. Надежная транспортировка электроэнергии зависит от фактического технического состояния воздушных линий. Следует отметить, что отказ от одной из вышеуказанных причин носит устойчивый характер и что для устранения последствий требуется определенное время и значительные затраты. Фактическое техническое состояние оценивается в соответствии с действующими требованиями норм и стандартов с учетом рекомендаций обслуживающего персонала. Учитывая, что исследуемый объект эксплуатируется более 60 лет и не подвергался полной реконструкции, за исключением частичной замены поврежденных элементов, его состояние считается неудовлетворительным.
Разработка математической модели динамики частоты отказов осуществлялась на основе временных рядов с выделением ее регулярных составляющих. На рисунке 3 представлена динамика частоты аварийных отключений в 2016-2019 годах.
35
«
к я
<D
2
«
и н о
X
3
я
«
к £ Si
о «
о
30
25
20
15
10
5 10 15 20 25 30 35 40 45
Месяц
Рис. 3. Динамика частоты аварийных отключений с 2016 по 2019 год Fig. 3. The dynamics of the frequency of emergency outages from 2016 to 2019
50
Анализ динамики частоты аварийных отключений по невыясненным причинам и по другим причинам позволяет установить следующую цикличность:
- цикл нарастания аварийных отключений - с 2016 по 2017 годы;
- цикл стабилизации аварийных отключений -с 2018 по 2019 годы.
Нарастание первого цикла происходило из-за увеличения частоты отказов по неопределенной причине, включающей в себя увеличение отключений питающих автоматов, связанных с многими
5
0
0
факторами, такими как погодные условия, кратковременные и длительные перегрузки. Следующие причины, повлекшие рост частоты цикла, это недоступные участки линий электропередач данной сетевой организации.
Стабильность второго цикла связана с приближенным числом аварийных случаев. В период с 2018 по 2019 года происходило максимальное количество аварий. Это объясняется тем, что данный промежуток времени характеризуется плохими погодными условиями, которые наблюдались чаще по сравнению с предыдущим циклом. В результате чего это привело к последствиям, повлекшим за собой создание многочисленных аварийных ситуаций, таких как схлестывания, обледенение или обрыв линий электропередач, которые в дальнейшем приводят к снижению срока эксплуатации проводов и электрооборудования.
Результаты и обсуждение
Так как зависимость не задана явно, то будем ее представлять с помощью другой более простой и более единообразной зависимости. Данные заданы как координаты узловых точек. График аппроксимации функции может не проходить через узловые точки, но приближает их с некоторой среднеквадратичной погрешностью. Это характерно для регрессии - реализации метода наименьших квадратов (МНК). Наиболее известная аппроксимация - полиномиальная. При линейной интерполяции зависимости у(х) узловые точки просто соединяются друг с другом отрезками прямых и считается, что искомые промежуточные точки расположены на этих отрезках. В нашем случае рекомендуется учитывать
сезонную составляющую, рассчитав индексы сезонности, то есть изменение частоты отказов за месяцы. Для расчета параметров обратных моделей тренда нами использовался метод наименьших квадратов (МНК-оценок), где брались средние значения частоты отказов за каждый год.
Моделирование трендовой линии проводилось при помощи программы МА^АВ. Данная программа позволяет рассчитать линейные параметры. В МА^АВ функции аппроксимации определены полиномами по методу наименьших квадратов - полиномиальной регрессии.
Полиномиальную регрессию реализует функция:
- polyfit(x,y,n) - возвращает вектор коэффициентов полинома p(x) степени п, который с наименьшей погрешностью аппроксимирует функцию у(х);
- [р,5] = polyfit(x,y,n) - возвращает коэффициенты полинома р и структуру 5" для использования вместе с функцией ро1у^а1 с целью оценивания или предсказания погрешности;
- [р,5] = pofyfit(x,y,n,mu) - возвращает коэффициенты полинома р и структуру 5 для использования вместе с функцией ро1уу/уа1 с целью оценивания или предсказания погрешности, но так, что происходит центрирование и масштабирование х, хпогт=(х-ти(1))/ти(2), где ти(1)=теап(х) и mu(2)=std(x). Центрирование и масштабирование не только улучшают свойства степенного многочлена, получаемого при помощи ро1ууа1, но и значительно повышают качественные характеристики алгоритма аппроксимации.
Результаты приведены в таблице 1.
Таблица 1. Параметры и критерии качества трендовых обратных моделей частоты среднемесячных отказов
Table 1. Parameters and quality criteria for trending inverse frequency models average monthly refusals
Параметр модели/
Model parameter
Причина отключения/ Reason for disconnection
ä c
я & и 4
a и о
с
Я ^
& «
о й
CQ g
о й
а Я
И Q
§ ъ
Я
и -Й
•^н И
Я
а а к ^ S Я
№ О
ti М Ii
s ^ О Л
■ ^ н ¡3 $ о $ « ¡р $ и
Я
С у
«
<D
2
«
и н О
«
<D
1 J up
* ü s
-а о
Е? 3 т & §
Ю ü Q
Л <D Л И
<D Л
<D
ч
с Ü а -
со
со S
й ТЗ
в
S Я
<D
<ü Л И О
а ^
2 ts
о a a
сл
S g
а со о a
u
2
«
и а
Н со
О Л
« S
я
<D
и о
« 1>
- ч
S -
X 3
о О
a
н
<D
и
-ö -ö
Й rt
ад ^ о
Й и _,
Я u "О
- £ ад й
SPIN *
t
> О
f(t)
W) R2
7.769 0.923 0.077 2.154
148.115 -75.462 0.967 9.423
4.346 1.615 0.942 0.269
1.308 3.231 0.942 0.538
8.115 2.538 0.122 4.577
8
Приведенные в таблице 1 значения показы- - средняя частота отказов в год. Параметр
вают динамику отказов в период с 2016 по 2018 гг. Ц^ отражает, как сильно частота изменяется в тече-
В данном случае модель двухпараметрическая. ние достаточно длительного промежутка времени.
R2 выступает как критерий качества моделей. Это коэффициент детерминации, показывающий, сколько из общей дисперсии объясняется фактором времени. В данном случае значения коэффициента детерминации в интервале 0,077...0,967. Это означает, что соответствующие модели объясняют от 7,7 до 96,7 % дисперсии.
е - это стандартная ошибка, которая отражает точность аппроксимации. По ее значениям можно рассчитать доверительный интервал. В нашем случае точность аппроксимации мала, потому что рассматриваемый промежуток короткий и включает в себя всего три последовательности значений. Учитывая данный фактор, расчет наиболее вероятных значений средней частоты отказов за месяц по различным причинам отключения ведется не с 95 %-й точностью (как принято в технических приложени-
ях), а с 90 %, используя верхнюю и нижнюю доверительные границы. В связи с этим в таблице 2 приведены результаты прогнозирования вероятных значений средней частоты отказов на год вперед -на 2020 г.
Сравнив полученные данные в таблице 2 с фактическими результатами, видим, что прогнозные значения в целом - по всем причинам - завышены в среднем на 16 %: 208 отключений по прогнозу при 179 фактически. Однако для ряда причин отключений рассчитанные значения средней частоты отказов оказались близкими к реальному. К ним относятся:
- отключения из-за падения или приближения деревьев (погрешность между результатами составляет 0 %);
- причина не выяснена (процент ошибки прогноза 3 %).
Таблица 2. Прогноз наиболее вероятных значений средней частоты отказов на 2020 г. Table 2. Forecast of the most probable mean failure rates for 2020_
Причина отключения/ Reason for disconnection
Повреждения проводов ЛЭП / Damage to power lines
Отключения из-за падения не выяснена / или приближения деревьев / The reason Blackouts due to falling or is not clear approaching trees
Повреждение опоры / Support damage
Отключения из-за грозовых перенапряжений и гололедно-ветровых нагрузок/ Outages due to lightning overvoltages and ice and wind loads
65
129
5
0
9
Прогноз для других причин существенно различается с фактическими значениями. Это может быть связано со многими факторами. Рассмотрим каждый из них.
1. Повреждение проводов. По данной причине отключения в 2019 г., по сравнению с периодом 2016-2018 гг., когда наблюдалась стабильность показателя, произошел резкий скачок (на 25 % по сравнению с 2018 г.). Поэтому прогноз значения средней частоты отказов далек от фактического. Росту причины повреждения проводов ЛЭП в 2019 г. могли послужить следующие факторы: перенапряжение, резкие перепады температуры, действие ветра, образование льда на проводах, вибрация, «пляска» проводов, загрязнение воздуха.
2. Повреждение вводов в здание. В период с 2016 по 2018 гг. наблюдалась тенденция снижения данной причины отключения. Но в 2019 г., по сравнению с 2018 г., произошел мощнейший скачок более чем на 80 %. Причина повреждений вводов в здания больше всего приходится на зимний период, так как в 2019 г. количество осадков и оттепелей превышало уровень 2018 г. Тем самым чаще происходил сход снега с крыши в больших объемах, что приводило к обрыву проводов. В весенне-летний
период аварии происходили из-за несоблюдения мер предосторожности при спиливании высоких деревьев, а также падения веток на провода, в связи с частым ухудшением погодных условий, связанных с резкими порывами ветра. Поэтому прогноз вероятного значения средней частоты отказов на 2020 г. резко отличается от фактического. Ошибка составляет порядка 75 %.
3. Повреждение опоры. Данная причина отключения не является распространенной по сравнению с другими. За последние два года в период с 2017 по 2019 гг. этот показатель равнялся нулю. Поэтому прогноз значения средней частоты отличается от фактического. Причинами повреждения опоры могут стать нарушения целостности или качества опоры (например, трещины, появления щелей, нагибание столбов в ту или иную строну).
4. Отключения из-за грозовых перенапряжений и гололедно-ветровых нагрузок. Данную причину отключения невозможно предсказать с точностью, так как она связана с погодными условиями: короткое замыкание из-за грозовых явлений, создание дополнительной механической нагрузки при действии ветра или гололедных образований на проводах. С 2016 по 2018 гг. наблюдается пониже-
ние показателя, и в 2019 г., по сравнению с предыдущим годом, он остается неизменным. Но, по прогнозу, значение средней частоты возрастает, ошибка составляет около 30 %.
5. Повреждения оборудования КТП. За 2017-2019 гг. происходит понижение данной причины отключения. И эта тенденция сохраняется на 2020 год. Скорее всего, этому послужила своевременная техническая политика ПАО «МРСК Центра и Приволжья», которая свела к минимальному значению показатели причины аварий на комплектных трансформаторных подстанциях, такие как ошибки электротехнического персонала, некачественный ремонт или монтаж, неисправность системы защиты
трансформаторной подстанции, неправильное заземление. Прогноз вероятного значения средней частоты превышает в 2,5 раза фактический. Возможно, это связано с тем, что в 2017 г. данный показатель был максимальным и отличался от 2016 и 2018 гг., когда он был одинаковым, на 20 %.
На рисунке 4 наглядно представлена динамика частоты среднемесячных аварийных отключений по причине «Повреждение проводов ЛЭП» и прогноз на 2020 г. Стоит обратить внимание, что если фактическое значение средней частоты по различным причинам, как правило, меньше прогнозируемых, то фактические частоты превышают расчетные значения.
16
14
12
10
о
(D
S
ё
ч
(D
-расчет - фактически
2017
2018
2019
2020
Год
Рис. 4. Аппроксимация динамики частоты среднемесячных аварийных отключений и прогноз на 2020 г.
для причины «Повреждения проводов ЛЭП» Fig. 4. Approximation of the dynamics of the frequency of average monthly emergency outages
8
6
4
2
0
Таблица 3. Индексы сезонности отключений по месяцам (среднее за 2016-2019 гг.) Table 3. Outage seasonality indices by month (average for 2016-2019)
e
/ ni е il
S I-h I-i ни Э e не Л w
t? О
д в p
реж одо o t
в ов e о ов g
П р a пр m
а a
Я и
о •—I
« О
« 2
3 0
И и
е н
Й о
н и
e
I £
в
о
д
о в в
es ge
% о 03
и D
н/ ее ди
СЗ Й
& й « о
ов оП в
н
е
2
«
и н О
и
«
и я и
Я R д
& О
и R
й
« S
S
е al * м
и/
re o e g rt
nt
в
ев ot
ю й
u -3 а
е д
g
ll ni
t+ч 2
_ о
л
CP <ц
о зд п ag
о
е р
в о оП
ТЗ
tr
o p
p
сл
*
л м И
о ад
fT I
И О
О
н
д
е
«
о
«
о
u
e
о
g i s
й -а тз
1 § Ли _.
lto alt wi
з £ S
"бои
>
o
е р
в о оП
Рч
н
а
яи o S ^
a <D и tg О сз
^ i
а п о И
ю
о
Январ ь / January 0,93 3,36 0,58 0,58 0,00 0,00 1,85
Февраль / February 0,93 3,94 0,58 0,12 0,00 0,00 1,74
Март / March 0,35 3,13 0,81 0,35 0,00 0,00 1,51
Апрель / April 0,00 4,98 0,00 0,00 0,00 0,12 1,16
Май / May 0,58 5,91 0,00 0,23 0,23 0,35 1,85
Июнь / June 0,70 5,68 0,35 0,23 0,12 1,04 1,62
Июль / July 0,23 3,94 0,12 0,35 0,00 0,81 1,62
Август / August 0,12 3,59 0,00 0,35 0,00 0,81 1,97
Сентябрь / September 0,12 3,01 0,70 0,00 0,12 0,70 2,09
Октябрь / October 0,23 4,40 0,35 0,12 0,00 0,00 1,97
Ноябрь / November 0,00 3,82 0,23 0,12 0,00 0,12 1,62
Декабрь / December 0,23 3,01 0,12 0,00 0,00 0,12 1,04
Й ¡J
e
1,00 0,90 0,80 0,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0,00
0
10
11
12
Рис. 5. Среднее распределение индексов сезонности по месяцам в период 2016-2019 гг. для причины «Повреждение проводов» Fig. 5. Average distribution of seasonality indices by months in the period 2016-2019 for the reason «Wire damage»
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Для выполнения расчетов индексов по годам и их средних значений за четыре года нами выполнен расчет индексов сезонности, который определяется как отношение значений показателя среднемесячной частоты отказов к средним значениям за год. Результаты представлены в таблице 3.
На рисунке 5 отображено среднее распределение индексов сезонности по месяцам в период 2016-2019 гг. по причине «Повреждения проводов ЛЭП».
Заключение
1. Выявлены основные внешние факторы, влияющие на надежную работу линий электропередач в условиях умереноконтинентального климата.
2. Установлено, что уровень надежности современных сетей 0,38 кВ значительно, на порядок, ниже требуемых нормативов. Большинство причин повреждений возможно предотвратить за счет своевременной профилактической диагностики и уровня технического обслуживания данного оборудования.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Чебесов Е. А. Критерии определения вида и места аварийных режимов в сельских электрических сетях 0,38 кВ : Автореферат дис. кандидата технических наук. Чуваш. гос. с.-х. акад. Чебоксары. 2016. 22 с.
2. Папков Б. В., Савельев В. А. Об анализе последствий от нарушений электроснабжения // Вестник Ивановского государственного энергетического университета. 2016. № 3. С. 46-50.
3. Хренников А. Ю., Гольдштейн В. Г. Классификация основных видов дефектов и повреждений транс-форматорно-реакторного оборудования и факторов, приводящих к их возникновению // Вестник Самарского государственного технического университета. Серия: технические науки. 2008. № 1 (21). С. 166-171.
4. Сурба А. С. Анализ аварийности в российской электроэнергетике // Новое в российской электроэнергетике. 2011. № 2. С. 5-20.
5. Папков Б. В., Шарыгин М. В. Требования к решению проблемы надежности электроснабжения // Энергетическая политика. 2015. № 2. С. 47-54.
6. Макашева С. И. Качество электрической энергии: мониторинг, прогноз, управление: монография. Хабаровск : Изд-во ДВГУПС. 2020. 114 с.
7. Армашова Г. С., Канавцев М. В. Особенности эффективного инновационного проектирования в сфере электроэнергетики // Вестник Воронежского государственного университета инженерных технологий. 2019. Т. 81. № 4. С. 205-210. https://doi.org/10.20914/2310-1202-2019-4-205-210
8. Папков Б. В., Осокин В. Л. Теоретические основы надёжности и эффективности электроснабжения. Старый Оскол. 2019. 592 с.
9. Анализ причин аварий на энергоустановках, подконтрольных органам Ростехнадзора за 2019 год [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://gosnadzor.ru/activity/control/en/analiz-avariynosti-v-elektroenergetike.php (Дата обращения 23.07.2020).
10. Попов Н. М. Аварийные режимы в сетях 0,38 кВ с глухозаземленной нейтралью: монография. Кострома : КГСХА. 2005. 166 с.
11. Папков Б. В., Осокин В. Л. Особенности оценки структурной надежности систем с объектами распределенной генерации // Известия Российской академии наук. Энергетика. 2020. № 2. С. 75-84.
12. Шуметов В. Г., Крюкова О. А. Методология и практика анализа данных в управлении. Методы одномерного и двумерного анализа : учеб. пособие. Орел : Изд-во РАНХиГС. 2012. 176 с.
13. Кобазев В. П. Защита от обрыва проводов сельской электрической сети 0,38 кВ : Автореферат. дис. кандидата технических наук. МИИСП. Москва. 1985. 21 с.
14. Тульчин И. К., Нудлер Г. И. Электрические сети и электрооборудование жилых и общественных зданий: 2-е изд., перераб. и доп. Москва. Энергоатомиздат. 1990. 480 с.
15. Абдурахманов А. М. Анализ зарубежной нормативно-технической документации и практических рекомендаций по расчету и координации токов короткого замыкания в электрических сетях // Электротехника: сетевой электронный научный журнал. 2016. Том 3. № 2. С. 3-23.
16. Ершов М. С., Анцифоров В. А. Причины и параметры кратковременных нарушений электроснабжения промышленных объектов // Территория нефтегаз. 2014. № 10. С. 86-91.
17. Ершов А. М., Валеев Г. С., Валеев Р. Г. Режимы работы электрической сети напряжением 380 В с воздушными линиями // Проблемы энергетики. 2016. № 7-8. С. 55-63.
18. Крючков И. П. Короткие замыкания и выбор электрооборудования: учебное пособие для вузов. Москва. Изд. дом МЭИ. 2008. 568 с.
19. Васильев А. Н., Виноградов А. В., Виноградова А. В., Большев В. Е., Скитева И. Д. Анализ количества и причин отключений в электрических сетях 0,38...10 кВ // Инновации в сельском хозяйстве. 2018. № 4 (29). С. 8-18.
20. Ершов А. М., Валеев Р. Г., Хлопова А. В. Методика проведения экспериментальных исследований параметров электрической сети напряжением 10/0,38 кВ при различных режимах ее работы // Электробезопасность. 2016. № 3. С. 27-36.
Дата поступления статьи в редакцию 11.08.2020, принята к публикации 14.09.2020.
Информация об авторах: СБИТНЕВ ЕВГЕНИЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ,
старший преподаватель кафедры «Электрификация и автоматизация»
Адрес: Нижегородский государственный инженерно-экономический университет, 606340, Россия, Княгинино,
ул. Октябрьская, 22а
E-mail: [email protected]
Spin-код: 7941-2535
ЖУЖИН МАКСИМ СЕРГЕЕВИЧ,
к.т.н., доцент кафедры «Электрификация и автоматизация»
Адрес: Нижегородский государственный инженерно-экономический университет, 606340, Россия, Княгинино,
ул. Октябрьская, 22а
E-mail: [email protected]
Spin-код: 2880-9232
Заявленный вклад авторов: Сбитнев Евгений Александрович: подготовка текста статьи, компьютерные работы.
Жужин Максим Сергеевич: научное руководство, общее руководство проектом, анализ и дополнение текста статьи.
Все авторы прочитали и одобрили окончательный вариант рукописи.
REFERENCES
1. Chebesov E. A. Kriterii opredelenija vida i mesta avarijnyh rezhimov v sel'skih jelektricheskih setjah 0,38 kV [Criteria for determining the type and location of emergency modes in rural electric networks 0.38 kV. Ph. D. (Engineering) thesis], Chuvash. gos. s.-h. akad, Cheboksary, 2016, 22 p.
2. Papkov B. V., Savel'ev V. A. Ob analize posledstvij ot narushenij jelektrosnabzhenija [Analysis of the consequences of power supply failures], Vestnik Ivanovskogo gosudarstvennogo jenergeticheskogo universiteta [Bulletin of Ivanovo state power engineering University], 2016, No. 3, pp. 46-50.
3. Hrennikov A. Ju., Gol'dshtejn V. G. Klassifikacija osnovnyh vidov defektov i povrezhdenij transfor-matorno-reaktornogo oborudovanija i faktorov, privodjashhih k ih vozniknoveniju [Classification of the main types of defects and damage to transformer and reactor equipment and factors leading to their occurrence], Vestnik samarskogo gosudarstvennogo tehnicheskogo universiteta. Serija: tehnicheskie nauki [Bulletin of Samara state technical University. Series: technical Sciences], 2008, No. 1(21), pp. 166-171.
4. Surba A. S. Analiz avarijnosti v rossijskoj jelektrojenergetike [Accident rate analysis in the Russian electric power industry], Novoe v rossijskoj jelektrojenergetike [New developments in the Russian electric power industry], 2011, No. 2, pp. 5-20.
5. Papkov B. V., Sharygin M. V. Trebovanija k resheniju problemy nadezhnosti jelektrosnabzhenija [Requirements for solving the problem of power supply reliability], Jenergeticheskaja politika [Energy policy], 2015, No. 2, pp.47-54.
6. Makasheva S. I. Kachestvo jelektricheskoj jenergii: monitoring, prognoz, upravlenie [Electric power quality: monitoring, forecast, management], monografija Habarovsk : Publ. DVGUPS, 2020, 114 p.
7. Armashova G. S., Kanavcev M. V. Osobennosti effektivnogo innovacionnogo proektirovaniya v sfere el-ektroenergetiki [Features of effective innovative design in the field of electric power industry], Vestnik Voronezhskogo gosudarstvennogo universiteta inzhenernyh tekhnologij [Proceedings of the Voronezh State University of Engineering Technologies], 2019, Vol. 81, No. 4, pp. 205-210. (In Russ.) https://doi.org/10.20914/2310-1202-2019-4-205-210
8. Papkov B. V., Osokin V. L. Teoreticheskie osnovy nadjozhnosti i jeffektivnosti jelektrosnabzhenija [Theoretical bases of reliability and efficiency of power supply], Staryj Oskol, 2019, 592 p.
9. Analiz prichin avarij na jenergoustanovkah, podkontrol'nyh organam Rostehnadzora za 2019 god [Analysis of the causes of accidents at power plants controlled by Rostechnadzor authorities for 2019] [Jelektronnyj resurs], Available at: http://gosnadzor.ru/activity/control/en/analiz-avariynosti-v-elektroenergetike.php (Accessed 23.07.2020).
10. Popov N. M. Avarijnye rezhimy v setjah 0,38 kV s gluhozazemlennoj nejtral'ju: monografija [Emergency modes in 0.38 kV networks with ground-dead neutral], Kostroma: KGSHA, 2005, 166 p.
11. Papkov B. V., Osokin V. L. Osobennosti ocenki strukturnoj nadezhnosti sistem s ob#ektami raspredelennoj generacii [Features of estimation of structural reliability of systems with distributed generation objects], Izvestija Rossijskoj akademii nauk. Jenergetika [Proceedings of the Russian Academy of Sciences. Energy], 2020, No 2, pp. 75-84.
12. Shumetov V. G., Kryukova O. A. Metodologiya i praktika analiza dannyh v upravlenii. Metody odnomer-nogo i dvumernogo analiza [Methodology and practice of data analysis in management. Methods of one-dimensional and two-dimensional analysis], ucheb. posobie. Orel : Publ. RANHiGS, 2012. 176 p.
13. Kobazev V. P. Zashhita ot obryva provodov sel'skoj jelektricheskoj seti 0,38 kV [Protection against breakage of wires of the rural electric network 0,38 kV. Ph. D. (Engineering) thesis], MIISP, Moscow, 1985, 21 p.
14. Tul'chin I. K., Nudler G. I. Jelektricheskie seti i jelektrooborudovanie zhilyh i obshhestvennyh zdanij [Electric networks and electrical equipment of residential and public buildings], 2-nd ed., Moscow, Jenergoatomizdat, 1990, 480 p.
15. Abdurahmanov A. M. Analiz zarubezhnoj normativno-tehnicheskoj dokumentacii i prakticheskih reko-mendacij po raschetu i koordinacii tokov korotkogo zamykanija v jelektricheskih setjah [Analysis of foreign normative and technical documentation and practical recommendations for calculating and coordinating short-circuit currents in electrical networks], Jelektrotehnika: setevoj jelektronnyj nauchnyj zhurnal [Electrical engineering: online electronic scientific journal], 2016, Vol. 3, No. 2, pp. 3-23.
16. Ershov M. S., Anciforov V. A. Prichiny i parametry kratkovremennyh narushenij jelektrosnabzhenija promyshlennyh ob#ektov [Causes and parameters of short-term power supply failures of industrial facilities], Terri-torija neftegaz [Territory of Neftegaz], 2014, No. 10, pp. 86-91.
17. Ershov A. M., Valeev G. S., Valeev R. G. Rezhimy raboty jelektricheskoj seti naprjazheniem 380 V s voz-dushnymi linijami [Modes of operation of an electric network with a voltage of 380 V with overhead lines], Problemy jenergetiki [Energyproblem], 2016, No. 7-8, pp. 55-63.
18. Krjuchkov I. P. Korotkie zamykanija i vybor jelektrooborudovanija [Short circuits and the choice of electrical equipment: a textbook for universities], uchebnoe posobie dlja vuzov, Moscow, Publ. dom MJel, 2008, 568 p.
19. Vasil'ev A. N., Vinogradov A. V., Vinogradova A. V., Bol'shev V. E., Skiteva I. D. Analiz kolichestva i prichin otkljuchenij v jelektricheskih setjah 0,38...10 kV [Analysis of the number and causes of outages in electric networks 0,38 ... 10 kV], Innovacii v sel'skom hozjajstve [Innovations in agriculture], 2018, No. 4 (29), pp. 8-18.
20. Ershov A. M., Valeev R. G. Hlopova A. V. Metodika provedenija jeksperimental'nyh issledovanij par-ametrov jelektricheskoj seti naprjazheniem 10/0,38 kV pri razlichnyh rezhimah ee raboty [Methods for conducting experimental studies of electric network parameters with a voltage of 10/0.38 kV under various operating modes], Jel-ektrobezopasnosf [Electrical safety], 2016, No. 3, pp. 27-36.
The article was submitted 11.08.2020, accept for publication 14.09.2020.
Information about the authors: SBITNEV EVGENIY ALEXANDROVICH, assistant professor of the Chair «Electrification and automation»
Address: Nizhny Novgorod State University of Engineering and Economics, 606340, Russia, Knyaginino,
Oktyabrskaya Str., 22a
E-mail: [email protected]
Spin-code: 7941-2535
ZHUZHIN MAKSIM SERGEEVICH,
Ph. D. (Engineering), associate professor of the Chair «Electrification and automation»
Address: Nizhny Novgorod State University of Engineering and Economics, 606340, Russia, Knyaginino,
Oktyabrskaya Str., 22a
E-mail: [email protected]
Spin-Kog: 2880-9232
Contribution of the authors: Evgeniy A. Sbitnev: writing of the draft, computer work.
Maksim S. Zhuzhin: research supervision, managed the research project, analysing and supplementing the text.
All authors have read and approved the final manuscript.
