CC BY
0
ЭЛЕКТРИФ ИКАЦИЯИ АВТОМАТИЗАЦИЯ СЕЛЬСКОГО ХОЗОЙСТВА
ОРИГИНАЛЬНАЯ СТАТЬЯ
УДК 621.316.13:621.315.1: 621.3.027.2: 621.3.027.3: 621.3.019 DOI: 10.26897/2687-1149-2023-1-77-85
Определение современных показателей надежности воздушных линий электропередачи 0,4-110 кВ
Александр Владимирович Виноградовд-р техн. наук, доцент1,2
wmaleksandr@gmailcomH
Александр Александрович Лансберг, магистрант1
lansbergaa@vk.com
Алина Васильевна Виноградова, канд. техн. наук, доцент1
alinawim@gmail.com
1 Федеральный научный агроинженерный центр ВИМ; 109428, Российская Федерация, г Москва, 1-й Институтский проезд, 5
2 Российский государственный аграрный университет - МСХА имени К.А. Тимирязева; 127550, Российская Федерация, г Москва, ул. Тимирязевская, 49
Аннотация. Показатели надежности воздушных линий электропередачи 0,4-110 кВ необходимо корректировать в связи с отсутствием данных о современных значениях показателей надежности электрооборудования энергосистем. Проведенный авторами анализ официальных статистических данных по количеству аварийных и плановых отключений в филиалах ПАО «Россети Центр» и «Россети Центр и Приволжье» выявил отклонения показателей надежности электрооборудования энергосистем и электрических сетей от представленных в РД 34.20.574 и отсутствие в стандарте значений среднего времени простоя при преднамеренных отключениях воздушных линий электропередачи 0,4 кВ и 6-10 кВ. Определены значения показателей надежности воздушных линий электропередачи 0,4-110 кВ. Поток отказов ВЛ 0,4 кВ составил 6,2.. .7,04 год7100-км, ВЛ 6-10 кВ - 5,27.. .8 год7100-км. Полученный для филиала «Орелэнерго» поток отказов ВЛ 35 кВ составил 0,57 год7100-км, а ВЛ 110 кВ - 2,83 год7100-км. Расчетное значение среднего времени восстановления для сетей 0,4 кВ составило 1,88 ч; для сетей 6-10 кВ - 3,1 ч; 35 кВ - 6,8 ч; 110 кВ - 9,5 ч. Расчетное значение среднего числа преднамеренных отключений для сетей 0,4 кВ составило 0,1 год-1; для сетей 6-10 кВ -0,72 год-1; 35 кВ - 0,4 год-1; 110 кВ - 0,51 год-1. Среднее время простоя при преднамеренных отключениях ВЛ 0,4 кВ составило 13,6 ч, а ВЛ 6-10 кВ - 10 ч, расчетное среднее время простоя при преднамеренных отключениях ВЛ 35 кВ -24,7 ч, ВЛ 110 кВ - 37,6 ч. Полученные данные позволяют уточнить современные значения надёжности электрических сетей 0,4-110 кВ и использовать их при планировании мероприятий по развитию сетей и их реконструкции.
Ключевые слова: показатели надежности воздушных линий электропередачи 0,4-110 кВ, поток отказов, время восстановления, количество аварийных отключений, количество плановых отключений, время простоя при преднамеренных отключениях
Формат цитирования: Виноградов А.В., Лансберг А.А., Виноградова А.В. Определение современных показателей надежности воздушных линий электропередачи 0,4-110 кВ // Агроинженерия. 2023. Т. 25, № 1. С. 77-85. DOI: 10.26897/2687-1149-2023-1-77-85.
© Виноградов А.В., Лансберг А.А., Виноградова А.В., 2023
ORIGINAL PAPER
Determination of modern reliability indicators of overhead power transmission lines of voltage classes 0.4-110 kV
Aleksandr V VinogradovDSc (Eng), Associate Professor, Head of the Laboratory of Power Supply and Heat Supply12
wmaleksandr@gmail.comH
Aleksandr A. Lansberg, MSc student1
lansbergaa@vk.com
Alina V. Vinogradova, CSc (Eng), Associate Professor1
alinawim@gmail.com
1 Federal Scientific Agroengineering Center VIM; Bld 5, 1st Institutskiy Proezd Str., Moscow, 109428, Russian Federation
2 Russian State Agrarian University - Moscow Timiryazev Agricultural Academy; 49 Timiryazevskaya Str., Moscow, 127550, Russian Federation
Abstract. Reliability indicators for 0.4-110 kV overhead transmission lines need to be adjusted due to the lack of data on current values of reliability indicators for power system equipment. The authors' analysis of official statistical data on the number of emergency and scheduled outages in the branches of PJSC "Rosseti Tsentr" and "Rosseti Tsentr i Privolzhye" revealed deviations of the reliability indicators of electrical equipment of power systems and power grids from those presented in RD34.20.574. Also, the analysis showed that the standard presented no values of average downtime for planned outages of 0.4 kV and 6-10 kV overhead power lines. Reliability values of 0.4-110 kV overhead power lines were determined. Failure rate of 0.4 kV overhead lines made 6.2 to 7.04 year7100-km, of 6-10 kV overhead lines - 5.27 to 8 year7100-km. The "Orelenergo" branch, a failure flow of 35 kV overhead lines was 0.57 year7100-km, and 110 kV overhead lines - 2.83 year7100-km. The calculated value of the average restoration time for 0.4 kV networks was 1.88 h; for 6-10 kV networks - 3.1 h; 35 kV - 6.8 h; 110 kV -9.5 h. The estimated average number of intentional outages for 0.4 kV networks was 0.1 year1; for 6-10 kV networks 0.72 year1; for 35 kV networks 0.4 year-1; for 110 kV networks 0.51 year-1. The average idle time of 0.4 kV overhead lines and 6-10 kV overhead lines amounted to 13.6 hours and 10 hours, respectively. The calculated average downtime of 35 kV overhead lines and 110 kV overhead lines amounted to 24.7 hours and 37.6 hours, respectively. The received data specify modern reliability values of electric 0.4-110 kV networks that can be used when planning measures on developing networks and reconstructing them.
Keywords: reliability indicators of 0.4-110 kV overhead power lines, failure rate, recovery time, number of emergency outages, number of planned outages, downtime for planned outages
For citation: Vinogradov A.V, Lansberg A.A., Vinogradova A.V Determination of modern reliability indicators of overhead power transmission lines of voltage classes 0.4-110 kV. Agricultural Engineering (Moscow), 2023;25(1):77-85. (In Rus.). https://doi.org/ 10.26897/2687-1149-2023-1-77-85.
Введение. Повышению надежности электроснабжения посредством снижения аварийности уделяется особое внимание, о чём свидетельствует множество отечественных и зарубежных работ. В энергосистеме Кузбасса в электрических сетях 6-110 кВ порядка 85% аварийных отключений происходит в сетях 6-10 кВ, и не более 15% - в сетях 35-110 кВ [1]. В 2019 г. в энергосистеме Нижегородской области 72% аварийных отключений произошло в сетях 0,4 кВ, 27% - в сетях 6-10 кВ, и только 1% - в сетях 35-110 кВ [2]. Приводятся сведения о количестве и причинах отключений оборудования электрических сетей, подстанций в филиале ПАО «Россети Юг»-«Астраханьэнерго», в Левобережном и Правобережном районах электрических сетей г. Иркутска [3-6].
Количество аварийных отключений воздушных линий электропередачи 6-10 кВ в «Гомельэнерго» за 1997-2004 гг. выявило значение потока отказов в зависимости от годового количества отключений в диапазоне 6,71.. .9,23 год-1/100 • км со среднеарифметическим значением 7,87 год-1/100 • км; продолжительность отключений - 2,7-3,6 ч при среднем значении 3,07 ч [7].
По данным «Энергосетьпроекта», по состоянию на 1992 г. поток отказов одноцепных и двух-цепных воздушных линий (ВЛ) для класса напряжения 35 кВ составил 2 и 1,6 год-1/100 • км; для ВЛ 110 кВ - одинаковые значения (3,9 год-1/100 • км); для ВЛ 220 кВ - 1,7 и 2 год-1/100 км; для ВЛ 330 кВ - 1,3 и 3,8 год-1/100 • км [8]. Для одноцепных ВЛ 500 кВ и ВЛ 750 кВ данное значение составляет 0,6 год-1/100 • км. Для ВЛ 220 кВ Пензенской
энергосистемы поток отказов находится в диапазоне от 0,12 до 0,86 год-1/100 км [9].
Сравнение показателей надежности электрооборудования городских распределительных сетей г. Орла и данных нормативных стандартов показало, поток отказов кабельных линий (КЛ) 0,4 кВ, полученный расчетным путем, составил 10,9 год-1/100 • км (в устаревших нормативных стандартах - 5 год-1/100 • км), расчетное время восстановления при аварийном отказе - 2,2 ч (нормативное устаревшее значение - 15 ч). Для КЛ 6-10 кВ расчетный поток отказов составил 19,3 год-1/100 • км (нормативное значение -4,5.7 год-1/100 • км). При этом расчетное время восстановления составило 1,5-6 ч (нормативное - 25 ч) [10].
Выявлено расхождение статистических данных аварийности воздушных линий и значений показателей их надёжности со справочными данными по регионам и в зависимости от анализируемого периода.
Цель исследований: определение современных значений показателей надежности воздушных линий электропередачи классов напряжения 0,4-110 кВ для филиалов ПАО «Россети Центр» и «Россети Центр и Приволжье».
Материалы и методы. Основные показатели надежности электрооборудования энергосистем и электрических сетей представлены в РД 34.20.574 «Указания по применению показателей надежности элементов энергосистем и работы энергоблоков с паротурбинными установками», выпущенном в 1985 г. С тех пор начали активно применяться новые материалы проводов и способы монтажа воздушных линий электропередачи,
в том числе самонесущие изолированные провода (СИП) на линиях 0,4-10 кВ и птицезащитные устройства на линиях 35-110 кВ, приводящие к значительному снижению аварийности электрических сетей. В связи с этим требуется определить современные значения показателей надежности воздушных линий электропередачи.
В РД 34.20.574 указывается несколько показателей надежности.
Поток отказов ВЛ, ю0, год7100 • км, рассматриваемого класса напряжения12, -
пш -100
к '
(1)
где паБ - среднеарифметическое значение количества аварийных отключений ВЛ рассматриваемого класса напряжения, ед.; 1У - суммарная протяженность ВЛ рассматриваемого класса напряжения, обслуживаемых электросетевой компанией, км.
Среднее время восстановления 1-го участка линии электропередачи, Тв уч 1, ч, характеризует время обнаружения и устранения отказа. Данный показатель определен как среднеарифметическое значение времени восстановления всех аварийных отключений ВЛ электросетевой компании на их количество в рассматриваемом классе напряжения1, 2:
T =
В .уч. i
i=1 Ti
N„„
(2)
где число аварийных отказов системы за определенный период, ед.; т,. - время восстановления ВЛ после 1-го отказа.
Среднее число преднамеренных (плановых) отключений на одну ВЛ, т1, год-1, определено исходя из статистики количества плановых отключений ВЛ рассматриваемо-1, 2
го класса напряжения1, 2:
m. = -
Nb
(3)
где Пд - среднеарифметическое значение количества плановых отключений ВЛ рассматриваемого класса напряжения за 2018-2021 гг., ед.; Жвл - общее количество ВЛ в электросетевой организации, ед.
Среднее время простоя ВЛ при преднамеренных отключениях, Тпш., ч, определяется как среднеарифметическое значение суммарного времени плановых отключений ВЛ на их количество в рассматриваемом классе напряжения1, 2:
У "Ч
¿—ч=1 •
т, = -
N„,
(4)
где - число плановых отключений ВЛ за определенный период, ед.; ^ - время восстановления ВЛ после 1-го преднамеренного отключения.
С целью определения значений данных показателей анализировались сведения из программного комплекса (ПК) «Аварийность» ПАО «Россети Центр» и «Россети Центр и Приволжье» по статистике аварийных и плановых отключений за 2018-2021 гг. (табл. 1). Данные по протяженности и количеству ВЛ приняты по данным центра управления производственными активами филиала ПАО «Россети Центр»-«Орелэнерго» на начало 2022 г.
Для сравнения расчетных значений потока отказов ВЛ 0,4 и 6-10 кВ филиала ПАО «Россети Центр»-«Орелэнерго» и значений потока отказов по другим филиалам ПАО «Россети Центр» и «Россети Центр и Приволжье» использовались данные по количеству аварийных отключений, протяженности и количеству ВЛ 0,4 и 6-10 кВ (табл. 2, 3)3.
Наибольшее количество отключений ВЛ 0,4 кВ в 2020-2021 гг. зафиксировано в филиале «Ярэнерго», наименьшее (без учета дочерних зависимых обществ) -в 2020 г. в филиале «Мариэнерго» (218), в 2021 г. - в филиале «Курскэнерго» (161). Наименьшая протяженность ВЛ 0,4 кВ - в филиале «Мариэнерго» (4536 км), наибольшая - в филиале «Нижновэнерго» (26719,4 км). Наименьшее количество ВЛ 0,4 кВ - в филиале «Мариэнерго» (6077 ед.), а наибольшее - в филиале «Нижновэнерго» (28504 ед.) (табл. 2).
Наибольшее количество отключений ВЛ 6-10 кВ в 2020 г. зафиксировано в филиале «Нижновэнерго», в 2021 г. - в филиале «Кировэнерго» (табл. 3), наименьшее (без учета дочерних зависимых обществ) в 2020-2021 гг. зафиксировано в филиале «Мариэнерго». Наименьшая протяженность (5834,54 км) и наименьшее количество ВЛ 6-10 кВ (347 ед.) - у филиала «Мариэнерго». Наибольшая протяженность (22756,2 км) и наибольшее количество ВЛ 6-10 кВ (1601 ед.) - в филиале «Нижновэнерго».
В филиалах ПАО «Россети Центр» и «Россети Центр и Приволжье» эксплуатируются воздушные линии электропередачи 0,4 кВ, а в ДЗО - кабельные линии 0,4 кВ, проложенные в городах областей. Кабельные электрические сети 0,4 кВ не учтены в расчетах показателей надежности, так как сведения по их количеству и протяженности отсутствуют. Приведенные значения количества аварийных отключений указаны для статистических данных и расчета среднего количества отключений для электроустановок разных классов напряжения.
Результаты и их обсуждение. Исходя из статистических данных об отключениях ВЛ 0,4 кВ филиала
1 Папков Б.В., Осокин В.Л. Вероятностные и статистические методы оценки надёжности элементов и систем электроэнергетики: теория, примеры, задачи: Учебное пособие. Старый Оскол: ТНТ, 2017. 424 с.
2 Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика: Учебное пособие для вузов. Изд. 7-е, стер. М.: Высшая школа, 1999. 479 с.
3 Данные представлены на Годовой коллегии - стратегической сессии электросетевой организации ПАО «Россети Центр» и «Россети Центр и Приволжье», состоявшейся в марте в г. Орле, 2022 г. Данные по количеству отключений ВЛ 35-110 кВ не использовались ввиду отсутствия сведений по количеству и протяженности ВЛ в электросетевых компаниях, что не позволило определить значения потока отказов (примеч. авт.).
ю0 =
n
11J1
«Орелэнерго» за 4-летний период, выявили, что поток отказов, рассчитанный по формуле (1), составил 7,04 год-1/100 • км.
На рисунке представлены значения потока отказов, полученные с использованием формулы (1) и данных таблиц 1-3, по регионам Центрального Федерального и Приволжских округов РФ, в которых электрические сети 0,4 кВ и 6-10 кВ обслуживаются филиалами ПАО «Россети Центр» и «Россети Центр и Приволжье».
Согласно официальным статистическим данным, в 2018-2021 гг. значение потока отказов электрических сетей 0,4 кВ филиалов ПАО «Россети Центр» и «Рос-сети Центр и Приволжье» находилось в диапазоне 6,2.7,04, год-1/100 • км, что в 3,5.4 раза меньше значения 25 год-1/100 • км, приведенного в РД 34.20.574. Расхождения обусловлены применением на ВЛ 0,4 кВ СИП, доля которых на примере Орёлэнерго составляет 32% от общей протяженности [11].
Номинальное напряжение, t/ном, кВ Rated voltage, Uhom, kV Количество отключений, год-1 / Number of shutdowns, year 1 Суммарная протяженность воздушных линий электропередачи, /^ Total length of overhead transmission lines, l^ Численность воздушных линий электропередачи, n, ед. Number of overhead transmission lines, n, units
2018 2019 2020 2021 Среднее значение, пав04 Average value, яавД4
0,4 кВ аварийные отключения / emergency shutdowns 10829,2 11031
902 757 682 710 762,8
плановые отключения / scheduled outages
1499 1349 833 567 1062
6-10 кВ аварийные отключения / emergency shutdowns 12353,3 720
726 601 518 757 650,5
плановые отключения / scheduled outages
713 657 444 254 517
35 кВ аварийные отключения / emergency shutdowns 1872 118
15 13 5 10 10,8
плановые отключения / scheduled outages
57 58 50 23 47
110 кВ аварийные отключения / emergency shutdowns 1734,5 66
57 51 49 39 49
плановые отключения / scheduled outages
39 41 26 28 33,5
Рис. Значения потока отказов электрических сетей 0,4 и 6-10 кВ по филиалам электросетевых организаций ПАО «Россети Центр» и «Россети Центр и Приволжье»
Fig. Values of the failure rate of 0.4 kV and 6-10 kV electric networks for branches of the PJSC "Rosseti Tsentr i Privolzhye"
Таблица 1. Количество аварийных отключений, протяженность и общая численность электрических сетей 0,4-110 кВ филиала «Орелэнерго» за 2018-2021 гг.
Table 1. Information on the number of emergency shutdowns of 0.4-110 kV electrical networks for 2018-2021, the length and total number of the «Orelenergo» branch
Таблица 2. Количество аварийных отключений, протяженность и общая численность электрических сетей 0,4 кВ по филиалам ПАО «Россети Центр» и «Россети Центр и Приволжье»
Table 2. Information on emergency shutdowns, the length and total number of 0.4 kV electrical networks by branches
of the PJSC "Rosseti Tsentr i Privolzhye"
Филиал Branch Количество аварийных отключений, год-1 Number of emergency outages, year1 Протяженность воздушных линий электропередачи, Length of overhead transmission lines, Количество воздушных линий электропередачи, n, ед. Number of overhead transmission lines, n, units
2020 г. 2021 г. Среднее значение, п^одцип Average rnhe пш.0ЛцШ
Белгородэнерго 711 690 700,5 19300 24339
Брянскэнерго 811 806 808,5 * *
Воронежэнерго 567 495 531 23617,53 25347
Костромаэнерго 575 362 468,5 8157,5 10882
Курскэнерго 595 161 378 13853,3 16029
Липецкэнерго 989 477 733 * *
Орелэнерго 682 710 696 10829,2 11031
Смоленскэнерго 1070 908 989 14758,43 17606
Тамбовэнерго 969 568 768,5 10294,03 12418
Тверьэнерго 1637 444 1040,5 * *
Ярэнерго 2694 2155 2424,5 13328,55 17606
Владимирэнерго 702 237 469,5 9980 *
Ивэнерго 325 300 312,5 6834,05 8259
Калугаэнерго 384 261 322,5 12964,72 13569
Кировэнерго 617 832 724,5 12088,4 16409
Мариэнерго 218 204 211 4536 6077
Нижновэнерго 2488 1946 2217 26719,4 28504
Рязаньэнерго 933 439 686 10555,55 12715
Тулэнерго 870 1399 1134,5 13679,6 16852
Удмуртэнерго 813 904 858,5 10474 13318
АО ТГЭС 209 151 180 * *
АО ВГЭС 758 182 470 * *
АО БрянскЭлектро 1569 1497 1533 * *
АО Ивгорэлектросеть 758 182 470 * *
ЯрЭСК 1 8 4,5 * *
Среднее количество отключений по ЦиП и ДЗО Average number of outages for the Center and Volga Region and subsidiaries and affiliated companies 765,3
*Данные о количестве и протяженности отсутствуют. *Data on the number and extent are not available.
Среднее время восстановления после отказа ВЛ 0,4 кВ для филиала «Орелэнерго» составило 1,88 ч, что незначительно отличается от значения 1,7 ч, указанного в РД. Среднее число преднамеренных отключений 0,1 год-1 на 59% ниже значения 0,17 год-1, указанного в РД. Это может быть обусловлено сокращением финансовых средств на техническое обслуживание и ремонт, выделяемых ПАО «Россети Центр» и «Россети Центр и Приволжье».
Анализ 4248 плановых отключений сетей 0,4 кВ в филиале «Орелэнерго» позволил выявить среднее время простоя при преднамеренных отключениях для сети
данного класса напряжения - 13,6 ч. В РД 34.20.574 сведения о значении данного показателя отсутствуют.
Показатели надежности воздушных линий электропередачи 0,4-110 кВ, полученные расчетным путем по формулам (1-4) на основе статистических данных (табл. 1-3), в сравнении со значениями, приведёнными в РД 34.20.574, представлены в таблице 4.
Результаты расчетов показывают, что значения потока отказов для сетей класса напряжения 6-10 кВ находятся в диапазоне 5,27.. .8 год-1/100 • км, причём указанное в РД 34.20.574 значение 7,64 год1/100 • км входит в этот диапазон. ВЛ 6-10 кВ характеризуются высокой аварийностью в связи
Таблица 3. Количество аварийных отключений, протяженность и общая численность электрических сетей 6-10 кВ
ПАО «Россети Центр» и «Россети Центр и Приволжье»
Table 3. Information on emergency shutdowns, the length and total number of 6-10 kV electric networks by branches
of the PJSC "Rosseti"
Филиал Branch Количество аварийных отключений, год-1 Number of emergency outages, year' Протяженность воздушных линий электропередачи, Length of overhead transmission lines, Количество воздушных линий электропередачи, n, ед. Number of overhead transmission lines, n, units
2020 г. 2021 г. Среднее значение Пав.6-10.ЦИП Average Value, nae. о. 4.цип
Белгородэнерго 935 917 926 18467 1432
Брянскэнерго 721 838 779,5 * *
Воронежэнерго 566 850 708 20800,5 1471
Костромаэнерго 711 968 839,5 10149,7 846
Курскэнерго 443 319 381 15620,1 1568
Липецкэнерго 739 543 641 * *
Орелэнерго 518 757 637,5 12353,3 720
Смоленскэнерго 821 748 784,5 18736,57 1363
Тамбовэнерго 436 399 417,5 12065,63 1069
Тверьэнерго 1027 3875 2451 * *
Ярэнерго 1358 1279 1318,5 13179,13 767
Владимирэнерго 668 787 727,5 10220 *
Ивэнерго 907 963 935 6618,97 689
Калугаэнерго 1019 703 861 13614,21 963
Кировэнерго 2244 3044 2644 19558,27 1158
Мариэнерго 127 131 129 5834,54 347
Нижновэнерго 2427 2598 2512,5 22756,2 1601
Рязаньэнерго 1635 1240 1437,5 14015,4 1091
Тулэнерго 1160 2487 1823,5 14016,6 1168
Удмуртэнерго 2214 2160 2187 12957 1164
АО ТГЭС 273 413 343 * *
АО ВГЭС 527 604 565 * *
АО БрянскЭлектро 860 810 835 * *
АО Ивгорэлектросеть 527 603 565 * *
ЯрЭСК 24 12 18 * *
Среднее количество отключений по ЦиП и ДЗО Average number of outages for the Center and Volga Region and subsidiaries and affiliated companies 1018,7
*Данные о количестве и протяженности отсутствуют. *Data on the number and extent are not available.
с моральным и физическим износом, а также сокращением затрат на реконструкцию. Кроме того, процент выполнения ВЛ 6-10 кВ с самонесущими изолированными проводами невелик. Так, в Орловской энергосистеме проводом СИП-3 выполнен 951 км ВЛ 6-10 кВ, то есть 7,7% от общей протяженности, но и это позволило снизить значение потока отказов на 31% по сравнению со значением РД 34.20.574 [12].
Среднее время восстановления ВЛ 6-10 кВ составляет 3,1 ч, что значительно меньше указанных 5 ч в РД 34.20.574. Это обусловлено внутренней политикой электросетевой компании, направленной на приоритет сокращения времени перерывов в электроснабжении
подключенных производственных сельскохозяйственных потребителей к сетям данного класса напряжения, а также ростом использования устройств распределенной автоматизации, оснащенных функциями телеуправления, телеизмерения и позволяющих передавать данные о работе защит в центр управления сетями электросетевой организации.
Расчетное значение среднего числа преднамеренных отключений ВЛ 6-10 кВ составило 0,72 год-1, что в 4,2 раза превышает значения 0,17 год-1, указанного в РД. Это обусловлено значительным физическим износом ВЛ 6-10 кВ и необходимостью проведения
Таблица 4. Показатели надежности воздушных линий электропередачи 0,4-110 кВ Table 4. Reliability indicators of overhead lines 0,4-110 kV
Номинальное напряжение, U™, кВ Rated voltage, ином, kV Материал опор Support material Число цепей Number chains Поток отказов, ю, год-1/100,км Failureflow, ю, year1/100^km Среднее время восстановления линии электропередачи, ^ ч Average recovery time of the power line, TV, h Среднее число плановых отключений на одну ВЛ, m, год-1 Average number of scheduled outages per one overhead line, m, year' Время простоя ВЛ, Т„ ч Downtime of overhead lines, Tp, h Показатель Index
25 1,7 0,17 ** РД
0,4 * 1 7,04 1,88 0,1 13,6 ОрЭ
6,2 ** ** ** ЦиП
7,64 5 0,17 ** РД
6-10 * 1 5,27 3,1 0,72 10 ОрЭ
8 ** ** ** ЦиП
Металлические Metal 1 0,9 9 2,1 16
2 1 откл. 1,06 6 4 13
2 2 откл. 0,22 8 0,3 9
Железобетонные Reinforced concrete 1 0,72 10 1,2 15 РД
35 2 1 откл. 0,81 9,5 1,3 14
2 2 откл. 0,05 12,4 0,15 13
Деревянные Wooden ** 1,46 13 2,5 15
* ** 0,57 6,8 0,4 24,7 ОрЭ
Металлические Metal 1 1,28 8,8 2,1 14,5
2 1 откл. 1,68 6,9 3,8 14,8
2 2 откл. 0,17 10,3 0,4 19
Железобетонные Reinforced concrete 1 0,66 11 1,6 15,5 РД
110 2 1 откл. 1,01 8,4 2,4 12
2 2 откл. 0,13 14,8 0,4 13
Деревянные Wooden ** 1,44 10,2 3,6 14
* ** 2,83 9,5 0,51 37,6 ОрЭ
*Сведения получены без разбивки по видам опор и количества цепей ввиду отсутствия соответствующей статистики. *The information was obtained without a breakdown by type of supports and the number of chains due to the lack of relevant statistics. **Данные отсутствуют. **Data not available.
мероприятий по техническому ремонту и обслуживанию для поддержания требуемого уровня надежности.
Анализ плановых отключений ВЛ 6-10 кВ по филиалу «Орелэнерго» показал среднее время простоя при преднамеренных отключениях, равное 10 ч.
Поток отказов ВЛ 35 кВ, выявленный по всем типам линий электропередачи Орёлэнерго, независимо от типа опор и числа цепей (ввиду отсутствия необходимых статистических данных для более подробного анализа), составляет 0,57 год-1/100 • км. Данный показатель входит в диапазон 0,05.. .1,46 год-1/100 • км, указанный в РД, и наиболее близок к значению потока отказов для одноцепных ВЛ 35 кВ на железобетонных опорах 0,72 год-1/100 • км (именно такое исполнение ВЛ 35 кВ характерно для Орёлэнерго). Полученное значение среднего времени восстановления 6,8 ч также входит в диапазон 6-13 ч, указанный в РД.
Расчетное значение среднего числа преднамеренных отключений ВЛ 35 кВ для Орёлэнерго составляет 0,4 год-1 и входит в диапазон значений 0,15.2,1 год-1, указанных в РД. Расчетное среднее время простоя при преднамеренных отключениях ВЛ 35 кВ, равное 24,7 ч, в 1,5.2,7 раза превышает значения 9-16 ч, указанные в РД, что может быть обусловлено значительным физическим износом линий данного класса напряжения и необходимостью больших трудозатрат на их обслуживание и ремонт.
Поток отказов ВЛ 110 кВ (по филиалу «Орелэнерго») составляет 2,83 год-1/100 • км, что в 1,7.16,6 раз превышает значения 0,17.1,68 год-1/100 • км, указанные в РД. Это обусловлено значительным физическим износом ВЛ 110 кВ в Орловской энергосистеме, так как среди 58 высоковольтных линий только 2 линии (двухцепная ВЛ 110 кВ «Змиевка-Новополево» и одноцепная ВЛ 110 кВ
«Богородицкая-Аксинино») имеют срок службы соответственно 22 и 23 года [13]. При этом в стандарте СТО 56947007-29.240.01.271-20194 поток отказов для ВЛ 110 кВ составляет 0,81 год-1/100 • км, что значительно ниже расчетного показателя по Орёлэнерго.
Расчетное среднее время восстановления ВЛ 110 кВ составило по Орёлэнерго 9,5 ч (входит в указанный в РД диапазон 6,8-14,8 ч). В стандарте4 среднее время восстановления ВЛ 110 кВ составляет 9,4 ч, что практически соответствует расчетному показателю для ВЛ 110 кВ филиала «Орелэнерго».
Расчетное среднее число преднамеренных отключений по ВЛ 110 кВ Орёлэнерго, равное 0,51 год-1, также входит в диапазон значений 0,4-3,8 год-1, указанных в РД. В стандарте4 значение среднего числа преднамеренных отключений составляет 2,3 год-1, что больше расчетного показателя по Орёлэнерго в 4,5 раза.
Расчетное значение среднего времени простоя при преднамеренных отключениях ВЛ 110 кВ, равное 37,6 ч, в 1,9.3,1 раза превышает указанные в РД 34.20.574 12-19 ч. Значение данного показателя может быть обусловлено значительным физическим износом ВЛ 110 кВ и завышенным сроком эксплуатации. Согласно стандарту4 значение среднего времени простоя при преднамеренных отключениях ВЛ 110 кВ составляет 85 ч, что в 2,3 раза превышает расчетный показатель по статистическим данным филиала «Орелэнерго» и в 4,5.7 раз превышает показатели, указанные в РД 34.20.574.
С учетом значений, полученных по 17 филиалам ПАО «Россети Центр» и «Россети Центр и Приволжье», можно составить рейтинг по аварийности сетей 0,4 и 6-10 кВ с учетом значений потоков отказов, представленных на рисунке. На первом месте с наименьшим значением потока отказов 2,25 год7100 • км в сетях 0,4 кВ находится филиал «Воронежэнерго», второе место со значением потока отказов 2,49 год-1/100 • км занимает филиал «Калугаэнерго», а третье место - филиал «Курскэнерго»
4 СТО 56947007-29.240.01.271-2019 «Методические указания по технико-экономическому обоснованию электросетевых объектов. Эталоны обоснований. Стандарт организации ПАО «ФСК ЕЭС». Дата введения: 24.07.2019».
Список использованных источников
1. Zakharov S., Kudryashov D., Brodt V., Pascar I., Voro-nin V. Analysis of accidents in 6-110 kV electric networks of Kuzbass power system. E3S Web of Conferences. 2018;41:03015. https://doi.org/10.1051/e3sconf/20184103015
2. Кононов A.A. Анализ аварийности в электрических сетях 0,4 кВ Нижегородской области // Актуальные научные исследования в современном мире. 2020. № 5-1 (61). С. 127-130. EDN: VLTBDM
3. Khlebtsov A.P., Zaynutdinova L.Kh., Shilin A.N. Research into the current state of accident rate of electric networks in agriculture using the example of Astrakhan region. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. 2021;723:052015. https://doi.org/10.1088/1755-1315/723/5/052015
4. Polkovskaya M., Yakupova M. Analysis of the causes of emergency shutdowns on electric networks. Journal of Physics:
со значением 2,73 год-1/100 • км. При этом среднее значение потока отказов по ПАО «Россети Центр» и «Россети Центр и Приволжье» составляет 6,2 год-1/100 • км. Наивысшая аварийность ВЛ 0,4 кВ со значением потока отказов 18,92 год-1/100 • км характерна для филиала «Ярэнерго» (17 место); на 16 месте - филиал «Нижно-вэнерго» со значением потока отказов 8,3 год-1/100 • км; на 15 месте - филиал «Тулэнерго» со значением 8,29 год-1/100 • км.
Наименьший показатель потока отказов в сетях 6-10 кВ со значением 2,21 год-1/100 • км имеет филиал «Мариэнерго», на втором месте - филиал «Курскэнерго» (2,44 год-1/100 • км), на третьем месте - филиал «Курскэнерго» (3,4 год-1/100 • км). Среднее значение потока отказов по филиалам составляет 8 год7100 • км. Наихудший показатель потока отказов со значением 16,88 год7100 • км имеет филиал «Удмуртэнерго» (17 место); на 16 месте -филиал «Ивэнерго» (14,13 год-1/100 • км); на 15 месте -филиал «Кировэнерго» (13,52 год-1/100 • км).
Выводы
Анализ статистических данных по количеству аварийных и плановых отключений в филиалах ПАО «Россети Центр» и «Россети Центр и Приволжье» позволил определить современные значения показателей надежности ВЛ 0,4-110 кВ:
- Среднее значение потока отказов по филиалам ПАО «Россети Центр» и «Россети Центр и Приволжье» для сетей 0,4 кВ составляет 6,2 год-1/100 • км, для 6-10 кВ -8 год-1/100 • км. Полученный для филиала «Орелэнерго» поток отказов ВЛ 35 кВ составил 0,57 год-1/100 • км, а ВЛ 110 кВ - 2,83 год-1/100 • км.
- Среднее время восстановления при аварийном отказе ВЛ для сетей 0,4 кВ - 1,88 ч; для сетей 6-10 кВ -3,1 ч; 35 кВ - 6,8 ч; 110 кВ - 9,5 ч.
- Среднее число преднамеренных отключений для сетей 0,4 кВ - 0,1 год-1; для сетей 6-10 кВ - 0,72 год-1; 35 кВ - 0,4 год-1; 110 кВ - 0,51 год-1.
- Среднее время простоя при преднамеренных отключениях ВЛ 0,4 кВ - 13,6 ч; ВЛ 6-10 кВ - 10 ч; ВЛ 35 кВ - 24,7 ч; для ВЛ 110 кВ - 37,6 ч.
References
1. Zakharov S., Kudryashov D., Brodt V., Pascar I., Voro-nin V. Analysis of accidents in 6-110 kV electric networks of Kuzbass power system. E3S Web of Conferences. 2018;41:03015. https://doi.org/10.1051/e3sconf/20184103015
2. Konnov A.A. An analysis of the accident rate in 0.4 kV electrical networks of Nizhny Novgorod. Aktualnye nauchnye issledo-vaniya v sovremennom mire. 2020: 127-130. (In Rus.)
3. Khlebtsov A.P., Zaynutdinova L.Kh., Shilin A.N. Research into the current state of accident rate of electric networks in agriculture using the example of Astrakhan region. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. 2021;723:052015. https://doi.org/10.1088/1755-1315/723/5/052015
4 Polkovskaya M., Yakupova M. Analysis of the causes of emergency shutdowns on electric networks. Journal of Physics:
Conference Series. 2021;2096:012130. https://doi.org/10.1088/
1742-6596/2096/1/012130
5. Polkovskaya M., Buzina T., Fedurina N. Utilizing factor models to simulate emergency shutdowns of power grids. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. 2020;939:012059. https://doi.org/10.1088/1757-899X939/1/012059
6. Naumov I.V., Karpova E.V., Karamov D.N. Reliability level research in distribution electrical networks of Irkutsk. E3S Web of Conferences. 2019;114:03005. https://doi.org/10.1051/e3sconf/201911403005
7. Куценко Г.Ф., Пухальская О.Ю. Основные показатели надежности ЛЭП 6-10 кВ // Энергетика. Известия высших учебных заведений и энергетических объединений СНГ. 2006. № 6. С. 20-23. EDN: SAGJSN.
8. Доронина О.И., Шевченко Н.Ю., Бахтиаров К.Н. Оценка надежности воздушных линий электропередачи с учетом климатических факторов // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. 2015. № 9(2). С. 226-230. EDN: UGLSDV.
9. Шатова Ю.А., Кривощапов А.А., Алешина Н.Н. Показатели надежности ЛЭП-220 кВ Пензенской энергосистемы // Современные проблемы науки и образования. 2012. № 6. URL: https://science-education.ru/ru/article/view?id=7864 (дата обращения: 18.06.2022).
10. Виноградов А.В., Перьков РА. Анализ повреждаемости электрооборудования электрических сетей и обоснование мероприятий по повышению надежности электроснабжения потребителей // Вестник НГИЭИ. 2015. № 12(55). С. 12-21. EDN: VHJBXX.
11. Лансберг А.А., Виноградов А.В. Анализ протяженности и типов используемых проводов в распределительных электрических сетях 0,4-10 кВ ПАО «Россети Центр и При-волжье» // Молодежная наука - развитию агропромышленного комплекса: Сборник материалов II Всероссийской (национальной) научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Курск, 2021. С. 351-355. EDN: YNKSPN.
12. Виноградов А.В., Лансберг А.А., Сорокин Н.С., Фомин И.Н. Анализ технического состояния и срока нахождения в эксплуатации сельских электрических сетей 6-10 кВ Орловской области // Профессия инженер: Сборник статей Х Всероссийской молодежной научно-практической конференции «Профессия инженер», посвящённой 40-летию факультета агротехники и энергообеспечения. Орел: Орловский государственный аграрный университет имени Н.В. Парахина, 2022. С. 482-486. EDN: DZLHWB.
13. Бородин М.В., Беликов Р.П., Лансберг А.А. Анализ технического состояния и пропускной способности воздушной линии 110 кВ филиала ПАО «МРСК Центра» Орелэнерго // Вести высших учебных заведений Черноземья. 2021. № 1(63). С. 40-50. EDN: VNIMGP.
Вклад авторов
А.В. Виноградов осуществлял научное руководство, участвовал в формулировании концепции исследования, принимал участие в анализе полученных данных и разработке рекомендаций, осуществлял критический анализ и доработку текста. А.А. Лансберг выполнил поиск аналитических материалов в отечественных и зарубежных источниках, участвовал в обсуждении материалов статьи, выполнил первичный анализ полученных результатов, участвовал в подготовке текста статьи, расчете показателей надежности. А.В. Виноградова участвовала в формулировании концепции исследования, в анализе полученных данных и доработке текста. А.В. Виноградов, А.А. Лансберг и А.В. Виноградова имеют на статью авторские права и несут ответственность за плагиат. Конфликт интересов
Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов. Статья поступила в редакцию 29.08.2022; поступила после рецензирования и доработки 10.01.2023; принята к публикации 11.01.2023
Conference Series. 2021;2096:012130. https://doi.Org/10.1088/1 742-6596/2096/1/012130
5. Polkovskaya M., Buzina T., Fedurina N. Utilizing factor models to simulate emergency shutdowns of power grids. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. 2020;39:012059. https://doi.org/10.1088/1757-899X/939/1/012059
6. Naumov I.V, Karpova E.V, Karamov D.N. Reliability level research in distribution electrical networks of Irkutsk. E3S Web of Conferences. 2019;114:03005. https://doi.org/10.1051/e3sconf/201911403005
7. Kutsenko G.F., Puhalskaya O.Yu. Main reliability indicators of 6-10 kV transmission lines. Energetika. Izvestiya vysshih uchebnyh zavedenij i energeticheskih obedineniy SNG. 2006; 6: 20-23. (In Rus.)
8. Doronina O.I., Shevchenko N.Yu., Bakhtiarov K.N. Assessment of reliability of overhead power transmission lines taking into account climatic factors. Mezhdunarodniyzhurnal prikladnykh i fundamentalnykh issledovaniy. 2015;9(2):226-230. (In Rus.)
9. Shatova Yu.A., Krivolapov A.A., Aleshina N.N. Reliability indicators of the power transmission line-220 kV of the Penza power system. Modern Problems of Science and Education. 2012; 6. URL: https://science-education.ru/ru/article/view?id=7864 (access date: 18.06.2022). (In Rus.)
10. Vinogradov A.V., Perkov R.A. Analysis of damage to electrical equipment of electrical networks and justification of measures to improve the reliability of power supply to consumers. Vest-nikNGIEI. 2015;12(55):12-21. (In Rus.)
11. Lansberg A.A., Vinogradov A.V. Analysis of the length and types of wires used in 0.4-10 kV electric distribution networks of PJSC "Rosseti Tsentr and Privolzhye". In: Molodezhnaya nau-ka - razvitiyu agropromyshlennogo kompleksa. Materialy II Vser-ossiyskoy (natsionalnoy) nauchno-prakticheskoy konferentsii stu-dentov, aspirantov i molodyh uchenykh, Kursk. 2021; 351-355. (In Rus.)
12. Vinogradov A.V., Lansberg A.A., Sorokin N.S., Fomin I.N. Analysis of the technical condition and service life of rural electric networks of 6-10 kV in the Orel region. In: Professiya inzhener. Sbornik statey X Vserossiyskoy molodezhnoy nauchno-prakticheskoy konferentsii "Professiya inzhener", posvyashchyonnoy 40-letiyu fakulteta agrotekhniki i energoobespecheniya. A.L. Se-vostyanov, E.V Mishchenko, T.G. Pavlenko, I.V Sidorova; ed. by. A.L. Sevostyanov; Orel State Agrarian University named after N.V. Parakhin. 2022;482-486. (In Rus.)
13. Borodin M.V., Belikov R.P., Lansberg A.A. Analysis of the technical condition and capacity of the 110 kV overhead line of the branch of PJSC "MRSK Tsentr" Orelenergo. Vesti vysshikh uchebnykhzavedeniy Chernozemya. 2021;1(63):40-50. (In Rus.)
Contribution of the authors
A.V. Vinogradov - research supervision, conceptualization, obtained data analysis, development of recommendations, critical analysis and revision of the manuscript.
A.A. Lansberg - analytical review of domestic and foreign sources, discussion, primary data analysis, writing - original draft preparation, calculation of reliability indicators.
A.V. Vinogradova - conceptualization, obtained data analysis, writing - review and editing.
A.V. Vinogradov, A.A. Lansberg and A.V. Vinogradova have copyright on the article and are responsible for plagiarism. Conflict of interest
The authors declare no conflict of interest.
Received 29.08.2022; revised 10.01.2023; accepted 11.01.2023
