CC BY
216
5. Невретдинов Ю.М. Исследование защиты подстанции 150 кВ от грозовых волн с учетом реальных заземлителей опор ЛЭП на подходах / Ю.М.Невретдинов, Д.И.Власко // Труды Кольского научного центра РАН. Энергетика. Вып.2. - Апатиты: Изд. КнЦ РАН, 2011. - № 1. - С. 78-89.
6. Развитие методов анализа эффективности грозозащиты подстанций / Д.И.Власко, А.П.Домонов, Б.В.Ефимов, Ю.М.Невретдинов // Электрические станции. - 2013. - № 3. - С. 45-51.
Сведения об авторах
Власко Денис Игоревич
инженер филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Кольская атомная станция Россия, 184230, Мурманская область, г.Полярные зори эл. почта: den-energy@yandex.ru
Невретдинов Юрий Масумович
ведущий научный сотрудник лаборатории электроэнергетики и электротехнологии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН, кандидат технических наук
Россия, 184209, Мурманская область, г.Апатиты, мкр.Академгородок, д.21А эл. почта: ymnevr@mail.ru
Фастий Г алина Прохоровна
научный сотрудник лаборатории электроэнергетики и электротехнологии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦРАН Россия, 184209, Мурманская область, г.Апатиты, мкр.Академгородок, д.21А эл. почта: fastiy@ien.kolasc.net.ru
УДК 621.315.17
В.В.Ярошевич, Ю.М.Невретдинов
ОЦЕНКА ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ 35, 110 И 150 КВ В УСЛОВИЯХ СЕВЕРА КОЛЬСКОГО ПОЛУОСТРОВА*
Аннотация
Приведены результаты анализа опыта эксплуатации, нарушений, отказов и аварий в высоковольтных сетях, расположенных на Кольском полуострове. Показана специфика региона. Получены удельные показатели отключений, оценки показателей надежности ВЛ 35, 110 и 150 кВ, а также показатели успешности работы АПВ.
Ключевые слова:
грозоупорность, опыт эксплуатации, грозовая деятельность, двухцепная линия, параметр потока отказов.
V.V.Yaroshevich, Y.M.Nevretdinov
RELIABILITY INDICATORS ASSESSMENT OF THE 35, 110 AND 150 KV AIR POWER LINES UNDER CONDITIONS OF THE KOLA PENINSULA NORTH
Abstract
Results of the analysis of operating experience, faults and breakdowns of high-voltage networks located on the Kola Peninsula are presented. Regional specificity is shown. Specific indicators of shutdowns 35, 110 and 150 kV air power lines reliability indicator assessment as well as indicators of autorecloser work efficiency have been identified.
Keywords:
lightning-surge proofing, operating experience, storm activity, two-chain line, fault stream indicator.
* Работа выполнена при финансовой поддержке РФФИ (проект № 11-08-00690).
Обеспечение надежности и безопасности энергоснабжения зависит непосредственно от условий эксплуатации электрооборудования, его защищенности от опасных электромагнитных воздействий. Это определяет актуальность прогнозирования перенапряжений, в том числе возникающих в результате развития нарушений в электрической сети. Рекомендованные показатели надежности для воздушных линий (ВЛ) по оценкам разных источников [1-3] могут существенно отличаться. Для примера, в табл. 1 и 2 сопоставляются средние параметры потока отказов и время восстановления ВЛ.
Таблица 1
Средний параметр потока отказов
ином, кВ | Число цепей | УМП [2] | РД 34.20.574 [1] ОРГРЭС [3]
35 Одноцепная 0.63-0.65 0.72-0.9 2
Двухцепная (отказ одной цепи) 0.72-0.76 0.81-1.06 1.6
Двухцепная (отказ двух цепей) 0.05^-0.16 0.05-0.22 0.4
110 Одноцепная 0.53-1.05 0.66-1.28 3.9
Двухцепная (отказ одной цепи) 0.81-1.16 1.01-1.68 3.9
Двухцепная (отказ двух цепей) 0.1-0.12 0.13-0.17 0.9
220 Одноцепная 0.26-0.4 0.36-0.50 1.7
(150) Двухцепная (отказ одной цепи) 0.28-0.43 0.47-0.63 2
Двухцепная (отказ двух цепей) 0.03 0.03-0.04 0.4
330 Одноцепная 0.3-0.48 0.55 1.3
Двухцепная (отказ одной цепи) 0.79 0.90 3.8
Двухцепная (отказ двух цепей) - 0.09 0.4
Таблица 2
Среднее время восстановления Тв, ч
ином, кВ | Число цепей | УМП [2] | РД 34.20.574 [1] ОРГРЭС [3]
35 Одноцепная 9.0-10.0 9.0-10.0 15.8
Двухцепная (отказ одной цепи) 6.0-9.5 6.0-9.5 10.5
Двухцепная (отказ двух цепей) 8.0 8.0-12.4 14.0
110 Одноцепная 8.8-11.0 8.8-11.0 13.1
Двухцепная (отказ одной цепи) 6.9-8.4 6.9-8.4 8.8
Двухцепная (отказ двух цепей) 10.3-14.8 10.3-14.8 13.1
220 Одноцепная 9.3-14.3 9.3-14.3 14.0
(150) Двухцепная (отказ одной цепи) 11.2 8.6-11.2 10.5
Двухцепная (отказ двух цепей) 14.9 7.6-14.9 16.6
330 Одноцепная 10.8-15.3 10.8 13.1
Двухцепная (отказ одной цепи) 9.4 9.4 11.4
Двухцепная (отказ двух цепей) - 4.9 5.3
Как видно, оценки источников [1, 2] совпадают для показателей практически всех ВЛ разного исполнения. В значительной степени оценки по [1, 2] совпадают для параметров потока отказа. Однако оценки ОРГРЭС [3] отличаются по ряду позиций в 2 и более раз.
Поэтому получение достоверных показателей непосредственно по данным эксплуатации представляет интерес не только при проектировании или реконструкции сети, но и для оценки надежности их работы, а также рисков для потребителей.
Актуальной эта задача является для регионов, имеющих специфические особенности, в том числе грунтовые, климатические и рельефные условия. К таким районам относится Кольский п-ов.
Характеристика сети 35, 110, 150 кВ Кольского полуострова
Общая протяженность высоковольтных сетей составляет 6683 км, в том числе протяженность линий 35-330 кВ - 6178 км и 505 км - класса 10-6-0.4 кВ. Структура сети определена расположением генерирующих мощностей (18 гидроэлектростанций, две теплоэлектростанции, Апатитская и Мурманская, и атомная электростанция Кольская АЭС) и расположением потребителей (рис.1).
Рис.1. Расположение высоковольтной сети Мурманской обл.
На Кольском п-ове эксплуатируются линии 35, 110, 150 и 330 кВ, построенные в 1940-х гг. Наглядная интерпретация классификации линий по срокам эксплуатации приведена на рис.2. Как видно, около 70% линий имеют срок эксплуатации более 30 лет.
Трассы воздушных линий проходят по территории, обладающей рядом неблагоприятных с точки зрения надежности электроснабжения и сохранения технических характеристик конструктивных элементов воздушных линий (опор, проводов, тросов и гирлянд изоляторов), природно-климатических условий, а именно: большим количеством дней с сильными и штормовыми ветрами, туманами, снегопадами и гололедообразованием в различных формах.
Рис. 2. Сроки эксплуатации ВЛ
Для территории всего Кольского п-ова характерна низкая интенсивность грозовой деятельности (не более 20 грозовых часов в год) и высокое электрическое сопротивление грунтов (более 1000 Ом-м), при которых предусмотрены отклонения от общих требований в части защиты ВЛ тросами и характеристик заземлений опор.
В соответствии с рекомендациями ПУЭ большинство ВЛ Мурманской обл. имеют трос только на подходах к конечным и отпаечным подстанциям. Но среди ВЛ каждого класса номинального напряжения есть достаточно протяженные линии, защищенные тросом по всей длине, что позволяет оценить эффективность тросовой защиты в условиях низкопроводящих грунтов. Общая защищенность ВЛ тросом по классам номинального напряжения составляет (%): 35 кВ - 32.7, 110 кВ - 18.7, 150 кВ - 17.3, 330 кВ - 68.3.
Ввиду небольшого объема информации по магистральным сетям 330 кВ, что объясняется реструктуризацией объектов электроэнергетики, разделением права собственности и незаинтересованностью собственников генерирующих объектов и магистральной сети, детальный анализ эксплуатационных характеристик рассмотрен на примере сети 35-150 кВ северной части Мурманской области. Классификация автоматических отключений ВЛ по всем причинам проводилась с привлечением метеоданных, регистрируемых ближайшими к трассе ГМС (рис.3).
7.60 Никель - среднемноголетнее число грозовых часов по ГМС «Никель»; --------условная граница расположения ВЛ
Рис. 3. Сеть гидрометеостанций на территории Мурманской обл.
Другой особенностью региона является значительная неравномерность грозовой деятельности. Классификация отключений по причине «гроза» проводилась
с использованием сведений о начале и конце гроз по данным ГМС, полученным от ГУ «Мурманское УГМС». На наличие грозы в момент отключения проверялись все отключения, имевшие место в грозосезон, т.е. в период с мая по сентябрь.
Общие основные эксплуатационные показатели ВЛ 35, 110, 150 кВ севера Мурманской обл. за 5-летний период (2006-2010 гг.) даны в табл.3.
Таблица 3
Эксплуатационные показатели ВЛ 35, 110, 150 кВ
Эксплуатационные показатели 150 кВ 110 кВ 35 кВ
Число ВЛ 69 30 108
Общая протяженность ВЛ, км 1781.80 447.60 710.64
Защищенность тросом, % 31.4 17.4 28.6
Объем опыта эксплуатации, км-лет 8909 2238 3553
Общее число отключений из-за к.з. на ВЛ и из-за ПС 281 (100%) 89 (100%) 46 (100%)
Число отключений из-за к.з. на ВЛ
общее 257 76 31
грозовых [%] 62 [24.1] 7 [9.2] 7 [16.1]
Число и доля [%] отключений из-за ПС 24 [8.5] 13 [14.6] 15 [32.6]
Число и доля [%] отключений по неизвестным причинам 54 [21.0] 25 [32.9] 3 [9.7]
Удельное число отключений (на 100 км в год)
общее 2.9 3.4 0.87
в том числе грозовых 0.70 0.31 0.20
Коэффициент успешности АПВ при отключениях
из-за к.з. на ВЛ и ПС 0.76 0.80 0.43
из-за к.з. на ВЛ 0.80 0.84 0.52
по грозовым 0.97 1.0 1.0
Как видно, удельное число отключений ВЛ существенно отличается от соответствующих значений по данным [1-3] (табл.1), особенно для ВЛ 35 кВ.
Для протяженных элементов энергосистемы наиболее объективной информацией о нарушениях в сети являются данные об отключениях. Сопоставление динамики удельной повреждаемости линий с интенсивностью грозовой деятельности приведено на рис.4 (по данным отчетов о грозовой деятельности Кольской энергосистемы [4]).
’^-ФОООМ'ТСОСООСМ’^-ЦЭОООСЧ'^-СОСО
1~'г''1~'с00эс000с00>«»05ст!<л00000
030>0)0>(лсл0)0}<п<»030)0)00000
Рис. 4. Совмещенный график удельных отключений ЛЭП и интенсивности грозовых сезонов Наблюдается связь отключений воздушных линий с максимумами грозовой интенсивности (в соответствии с рис.4). Однако в периоды 1980-1985, 1996-1998, 2001-2006 гг. для разных классов напряжения по-разному.
На рисунке 5 дано распределение удельных отключений от интенсивности грозовых сезонов для разных классов напряжения (330 кВ - рис.5а, 150 кВ - рис.5б, 110 кВ - рис.5в, 35 кВ - рис.5г). Как видно из рисунков, зависимость все-таки наблюдается для линий 110 и 35 кВ хотя и с большими разбросами, но явной корреляции нет.
а б
Рис. 5. Распределение удельных отключений ЛЭП и интенсивности грозовых сезонов
По данным об отключениях линий 35-330 кВ за более чем тридцатилетний период среднее удельное число отключений на 100 км длины в год составило: для ВЛ 330 кВ - 1.08, 150 кВ - 1.55, 110 кВ - 1.19, 35 кВ - 1.07, что соответствует отключениям в средней полосе.
Проведем анализ надежности воздушных линий на примере сети 35-330 кВ центральной и южной частей Мурманской обл.
В основе методики сбора информации положен принцип использования первоисточников, которыми являются оперативные журналы диспетчерской службы. Анализ эксплуатационного состояния воздушных линий 35, 110, 150, 330 кВ произведен за период с 04.01.1980 по 16.01.1998 гг., т.е. за восемнадцать лет эксплуатации. Рассмотрим помесячные распределения отключений воздушных линий (табл.4). При оценке эффективности грозозащиты ВЛ используется показатель вероятности неуспешной работы АПВ. Обработка данных эксплуатации приведена в табл.4.
в
г
Таблица 4
Данные об автоматических отключениях линий ЦЭС; всего/в том числе с неуспешным АПВ
Год Месяц Е
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1980 2 4 1 8 5 6 1 40 8 11 5 26 21 - 1 6 1 3 108 41
1981 15 5 3 2 1 1 - 7 9 1 24 8 7 2 6 1 3 1 4 2 1 81 22
1982 11 1 11 8 8 18 7 4 9 5 1 86
2 1 1 2 3 - - 2 3 8 - - 22
1986 8 16 1 8 25 4 19 3 7 5 8 14 118
3 12 2 10 1 1 1 1 2 2 5 40
1984 9 7 1 4 8 17 49 18 4 3 5 5 130
3 5 1 1 1 5 4 4 2 2 3 2 33
1985 2 9 5 6 38 11 19 7 46 4 11 158
1 3 2 3 6 3 3 5 16 - 4 46
1986 20 5 5 3 4 12 36 16 8 5 3 1 118
1 1 2 1 1 4 7 9 1 1 1 - 29
1987 6 3 4 9 3 3 45 4 2 5 4 14 102
2 2 3 4 1 2 27 - 1 - 2 7 51
1988 4 2 7 2 11 48 63 11 7 35 5 8 203
1 - 1 1 7 4 10 2 2 14 1 4 47
1989 4 13 2 9 7 35 75 15 2 6 4 12 184
3 - 2 1 1 12 7 3 - 2 - 2 33
1990 1 6 2 1 6 3 5 1 6 22 4 4 4 4 1 3 2 3 2 65 15
1991 5 3 - 3 1 2 1 - 9 1 18 2 6 6 1 2 2 3 1 51 16
1992 22 6 7 19 29 19 49 70 7 5 6 18 257
8 1 3 12 6 5 15 9 1 - - 3 63
1993 22 31 12 24 3 10 44 3 3 20 8 9 189
7 16 3 7 - 2 7 3 2 9 3 7 66
1994 12 11 4 6 4 13 14 20 4 10 9 1 108
1 1 3 2 2 7 4 11 1 1 - - 33
1995 1 5 11 3 11 2 13 19 5 10 4 84
- - 2 2 6 1 5 2 4 2 3 27
1996 5 3 2 2 5 2 11 4 3 Нет данных 28 9
Е 149 124 70 119 137 285 500 238 90 163 86 109 2070
43 46 26 46 41 64 103 75 28 31 19 41 593
За этот период зафиксировано 2070 отключений из них 593 с неуспешным АПВ. Из табл.4 также видно, что большинство отключений происходит в летние месяцы, это может быть объяснено природными явлениями (гроза, ветер и т.д.), а также интенсивными ремонтными работами на ЛЭП, в процессе которых вероятны ошибки обслуживающего и ремонтного персонала.
Линии 330 кВ отключались 184 раза из них 116 раз с успешным АПВ. Суммарное время простоя составило 375 ч. Максимальное время, которое потребовалось на восстановление работоспособности (61 ч 11 мин), зафиксировано 11 ноября 1983 г. из-за обрыва провода. Среднее время восстановления составляет 5 ч 30 мин. Гроза и ветер в 55% случаях являлись виновниками отключений линии.
Линии 150 кВ отключались 817 раз из них с успешным АПВ 567 раз, т.е. более 70%. Суммарное время простоя составило 2140 ч. Максимальное время (213 ч 17 м), которое потребовалось на восстановление работоспособности линии зафиксировано 14 января 1989 г. Среднее время восстановления - 8 ч 30 мин. Гроза и ветер в 49% случаях являлись основной причиной отключений линии.
Линии 110 кВ отключались 926 раз из них с успешным АПВ 750 раз, т.е. более 67%. Суммарное время простоя составило 1887 ч. Максимальное время (107 ч 39 мин), которое потребовалось на восстановление работоспособности линии, зафиксировано
6 января 1981 г. из-за обрыва провода. Среднее время восстановления - 1 ч 50 мин. Гроза и ветер в 49% случаях являлись виновниками отключений линии.
Линии 35 кВ отключались 144 раза из них с успешным АПВ 91 раз, т.е. более 63%. Суммарное время простоя составило 488 ч. Максимальное время (75 ч 50 мин), которое потребовалось на восстановление работоспособности линии, зафиксировано 14 декабря 1992 г. Среднее время восстановления - 9 ч 12 мин. Гроза и ветер в 40% случаях являлись виновниками отключений линии.
Проанализируем отказы линий 150 кВ более подробно. Анализ произведен для 21 линии общей протяженностью 2485 км. Данные об отказах линий 150 кВ за период с 1980 по 1996 гг. приведены в табл.5.
Таблица 5
Данные об отказах воздушных линий 150 кВ
Год Месяц Е
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1996 2 0 0 0 1 2 - - - - - - 5
1995 0 0 1 0 0 2 1 4 15 2 4 2 31
1994 4 3 3 1 0 1 4 13 0 2 0 0 31
1993 9 17 3 3 0 1 13 2 1 2 3 0 54
1992 1 3 1 0 12 8 28 42 3 0 0 7 105
1991 2 0 0 0 0 4 4 2 3 1 2 0 18
1990 0 2 0 4 1 3 2 2 0 3 2 1 20
1989 2 0 2 2 3 18 28 7 1 5 1 1 70
1988 1 1 3 0 1 18 24 3 1 26 1 2 81
1987 5 2 0 1 1 0 24 1 0 2 0 7 43
1986 8 2 0 3 0 2 11 5 2 2 2 1 38
1985 0 2 2 0 0 21 3 5 3 22 0 4 62
1984 6 5 1 4 3 6 17 8 2 1 3 4 60
1983 4 12 1 2 15 1 10 2 6 3 3 6 65
1982 3 0 2 9 1 7 7 5 2 7 2 2 47
1981 2 1 0 0 2 4 7 4 1 3 0 0 24
1980 1 2 1 1 2 21 9 20 0 0 5 1 63
Е 50 52 20 30 42 119 192 125 40 81 28 38 817
В результате анализа отказов выявлено, что равномерного распределения по годам
не наблюдается. Наибольшее количество случаев приходится на 1992 г., что может быть объяснено только аномальными явлениями природы в этом году. По временам года наибольшее число случаев падает на лето каждого рассматриваемого года, что может быть объяснено природными явлениями и интенсивными ремонтными работами на ЛЭП.
За 16-летний период выявлено
817 отказов воздушных линий электропередачи 150 кВ энергосистемы, из них 75% отказов приходится на теплые месяцы, с мая по октябрь (рис.6), а 328 произошли по причине «гроза».
174
весна
54%
Рис.6. Диаграмма распределения отказов воздушных линий электропередач 150 кВ по временам года
осень
18%
Оценка показателей надежности работы ВЛ
Для оценки показателей надежности воздушных линий электропередач данного вида (определяемого напряжением линии и материалом опор) воспользуемся наиболее простой моделью отказов, в которой количество отказов с отключением линии принято пропорциональным ее длине.
Важнейшим показателем надежности воздушных линий электропередач является параметр потока отказов. Оценка этой характеристики, отказ/(100 км-год), для каждой отдельной линии электропередачи по данным об эксплуатации за ряд лет осуществляется по формуле [2]:
100 ■ т;
где тг - число отказов г-й линии за промежуток времени Т, лет эксплуатации; ^ - длина линии, км; 100 - условная единица длины линии, принятая равной 100 км.
Результаты определения параметра потока отказа для одноцепных и двухцепных линий сведены в табл.6 и 7, где приведены расчеты параметра потока отказов при грозовых отключениях (тг ю, 1/год), а также коэффициент успешности АПВ (&дт)-
Таблица 6
Параметр потока отказов ВЛ 150 кВ
№ ВЛ Ь, км Т, лет т Ю, 1/год тг Юг, 1/год тАПВ &АПВ
Л-1 33.6 16 93 17.30 42 7.81 61 65.6
Л-2 155.3 16 108 4.35 49 1.97 81 75
Л-3 95.3 16 52 3.41 22 1.44 43 82.7
Л-4 55.8 16 33 3.70 17 1.90 30 90.9
Л-5 41.6 16 14 2.10 6 0.90 8 57.1
Л-6 74.7 16 58 4.85 29 2.43 42 72.4
Л-7 18.6 16 12 4.03 4 1.34 12 100
Л-8 100.8 16 79 4.90 39 2.42 58 73.4
Л-9 101.6 16 37 2.28 26 1.60 29 78.4
Л-10 15.1 16 7 2.90 1 0.41 4 57.1
Л-11 15.2 16 13 5.35 1 0.41 8 61.5
Л-12 25.6 15 3 0.78 2 0.52 1 33.3
Л-13 25.6 15 5 1.30 1 0.26 2 40
Л-14 55.5 16 13 1.46 7 0.79 9 69.2
Л-15 3.2 14 13 29.02 1 2.23 6 46.2
Л-16 1 15 8 53.33 2 13.33 3 37.5
Л-17 44 12 1 0.19 1 0.19 1 100
Итого 862.5 549 4.05 250 1.84 398 67.1
Наблюдается связь числа отключений и длины линий, но есть значительные отклонения, связанные с различием климатический условий тех районов, в которых расположены линии (рис.7).
Таблица 7
Параметр потока отказов двухцепных ВЛ 150 кВ
№ ВЛ Ь, км т Т, лет ш, 1/год т- ш, 1/год тдпВ &АПВ
Л-18/19 122.3 132/76 16 6.75/3.88 62/40 3.17/2.04 98 74.2
Л-20/21 55.3 29/12 16 3.28/1.36 16/10 1.81/1.13 28 96.6
Л-22/23 1.9 14/2 16 46.05/6.58 - - 0 0.0
Л-24/25 4.9 5/4 16 6.38/5.1 - - 4 80.0
Л-26/27 2.3 7/2 14 21.74/6.21 - - 4 57.1
Л-28/29 13.2 1/- 9 0.84/- - - 0 0.0
Л-30/31 2.6 23/2 9 98.29/8.55 - - 11 47.8
Л-32/33 2.6 4/- 9 17.09/- - - 3 75.0
Л-34/35 0.9 9/- 15 66.67/- - - 2 22.2
Л-36/37 3.3 44/14 15 88.89/28.28 - - 18 40.9
Итого 209.3 268/112 - 8.35/3.49 78/50 2.43/1.56 168 49.4
Рис. 7. Распределение отключений от протяженности ВЛ
Общий параметр потока отказа для линии 150 кВ может быть определен из соотношения:
_ V"- ■ - (2)
где п - общее число линий, входящих в совокупность данного вида. Параметр потока отказа для одноцепных линий 150 кВ, определенный по (2), равен 4.05 1/год, т.е. в среднем четыре отказа в год.
Эта же модель применима для одной цепи двухцепной линии или для двухцепной линии, когда критерием отказа принят одновременный отказ обеих цепей линии по одной причине [3].
Определение параметра потока отказов двухцепной линии приведем на примере воздушной линии 18/19:
1) отказ одной цепи:
^АЁ-18/19 '10°
_ I32 'I00 _ 675 (1/год);
АЁ-18 /19
ЬАЁ-18/19 ' ^АЁ-18/19 122.3 16
2) одновременный отказ обеих цепей линии по одной причине: тдЁ-,8,,9 '100 76'100
ю = тАЁ-18/19 '100 _ 76 100 _ Зои (1/год),
шАЁ-18/19 - - - - -’•ОО V
ЬАЁ-18/19 ' ^АЁ-18/19 I22.3 'I6
то есть почти четыре отказа в год.
Полученные результаты расчетов параметра потока отказов существенно отличаются от справочных данных (табл.1).
Приведены результаты анализа опыта эксплуатации, нарушений, отказов и аварий в высоковольтных сетях, расположенных на Кольском полуострове. Получены удельные показатели отключений, оценки показателей надежности ВЛ 35,110 и 150 кВ, а также показатели успешности работы АПВ.
Показана специфика региона.
1. Рассмотрены данные эксплуатации ВЛ 35-150 кВ, расположенных в северной части Кольской энергосистемы. Общий объем наблюдений составил более 53 тыс. км-лет, в том числе для ВЛ 150 кВ - 32 тыс. км-лет; 110 кВ - 8 тыс. кмлет; 35 кВ - 13 тыс. кмлет.
2. По данным об отключениях линий 35-330 кВ за двадцатилетний период среднее удельное число отключений на 100 км длины в год составило: для ВЛ 330 кВ - 1.57, 150 кВ - 2.3, 110 кВ - 1.67, 35 кВ - 1.52, что соответствует отключениям в средней полосе. Из общего числа отключений к грозовым относятся около 34%.
3. По данным работы АПВ коэффициент успешности для одноцепных и двухцепных ВЛ, расположенных в северной части Кольского п-ова, соответственно составил 0.67 и 0.49. Это свидетельствует о нецелесообразности двухцепных линий в районах с низкой проводимостью грунта.
Литература
1. Правила устройства электроустановок. Раздел 2. Передача электроэнергии. Главы 2.4, 2.5. - 7-е изд. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003.
2. Трубицын В.И. Оценка надежности схем электрических соединений станций и подстанций: учебно-методическое пособие / В.И.Трубицын. - М.: ИУЭ ГУУ, ВИПКэнерго; ИПКгосслужбы, 2003. - 100 с.
3. Барг И.Г. Предложения по определению эксплуатационных показателей надежности основных видов электрооборудования и линий электропередачи / И.Г.Барг. - М.: ОРГРЭС, 1997. - 213 с.
4. Отчеты о грозовой деятельности ОАО «Колэнерго».
5. Научно-прикладной справочник по климату СССР. Серия 3. Многолетние данные. Ч. 1-6, вып.2. Мурманская область. Л.: Гидрометеоиздат, 1988.
6. Вопросы грозозащиты воздушных линий в условиях севера Кольского полуострова: требования, опыт эксплуатации ВЛ 110-150 кВ, методика расчета / А.Н.Новикова, О.В.Шмараго, Б.В.Ефимов, А.Н. Данилин, Ю.М.Невретдинов, В.Н Селиванов // Труды Кольского научного центра РАН. Энергетика. Вып.3. - Апатиты, 2011. - 224 с.
7. Руководство по защите электрических сетей 6-1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений: РД 153-34.3-35.129-99. - СПб: Изд-во ПЭиПк, 1999.
Сведения об авторах
Ярошевич Вера Васильевна
младший научный сотрудник лаборатории электроэнергетики и электротехнологии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН Россия, 184209, Мурманская область, г.Апатиты, мкр.Академгородок, д.21А эл. почта: уаго$Ьеу1сЬ@ mail.ru
Невретдинов Юрий Масумович
ведущий научный сотрудник лаборатории электроэнергетики и электротехнологии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН Россия, 184209, Мурманская область, г.Апатиты, мкр.Академгородок, д.21А эл. почта: ymnevr@mail.ru
