Разработка методики оценки надежности и приоритетности ремонтов в региональной энергосистеме с учетом возможного риска

Page 1
background image

Page 2
background image

50

управление  активами

Разработка методики оценки 
надежности и приоритетности 
ремонтов в региональной 
энергосистеме с учетом 
возможного риска

УДК 621.316.11

Назаров

 

А

.

А

.,

 

диспетчер оперативно-

диспетчерской службы 

филиала

АО «СО ЕЭС» 

Смоленское РДУ

Кавченков

 

В

.

П

.,

д.т.н., профессор 

кафедры ЭЭС 

филиала ФГБОУ ВО 

«НИУ«МЭИ» 

в г. Смоленске

В

 

связи

 

со

 

значительно

 

возросшим

 

объемом

 

получаемой

 

информации

 

о

 

па

-

раметрах

 

оборудования

 

сетевые

 

компании

 

постепенно

 

переходят

 

на

 

риск

-

ориентированное

 

управление

 

своими

 

активами

Однако

 

информация

 

о

 

со

-

стоянии

 

оборудования

 

электрических

 

сетей

 

не

 

учитывается

 

в

 

полном

 

объеме

 

диспетчерскими

 

центрами

 

при

 

планировании

 

ремонтов

 

и

 

управлении

 

режимами

 

работы

 

энергосистемы

В

 

статье

 

представлена

 

методика

 

определения

 

риска

 

аварийного

 

отключения

 

ЛЭП

 110 

кВ

 

с

 

учетом

 

критериев

 

управления

 

режимом

 

и

 

технико

-

экономической

 

эффективности

 

энергосистемы

Предложен

 

ком

-

плексный

 

показатель

который

 

на

 

основе

 

сведений

 

о

 

надежности

 

объектов

 

ЭЭС

 

и

 

риске

 

аварийного

 

отключения

 

позволяет

 

ранжировать

 

объекты

 

по

 

приоритет

-

ности

 

планирования

 

ремонтов

 

и

 

управления

 

режимами

 

работы

 

ЭЭС

.

Ключевые

 

слова

:

надежность, плани-

рование ремонтов, 

управление режимами 

работы энергосистемы, 

комплексный показа-

тель, риск

Е

жегодно  в  весенне-летний  период  Единая  энергетическая 

система России работает в режимных условиях, связанных 

с  выполнением  ремонтов  энергетического  и  электротехни-

ческого  оборудования.  Надежное  функционирование  ЕЭС 

России в период проведения ремонтных работ на объектах электро-

энергетики требует качественного планирования и управления элек-

троэнергетическим режимом энергосистемы. 

Субъекты  электроэнергетики,  являющиеся  объектами  диспетче-

ризации, в соответствии с нормативными документами [1] проводят 

ремонты планово-предупредительные и по техническому состоянию. 

В соответствии с новыми концепциями, направленными на повы-

шение  надежности  и  эффективности  функционирования  электри-

ческих сетей, одной из целей ПАО «Россети» является переход на 

риск-ориентированное  управление  на  основе  внедрения  цифровых 

технологий  и  анализа  больших  баз  данных  [2].  Это  требует  совер-

шенствования  традиционных  методов  анализа  технического  состо-

яния  и  надежности  объектов  электроэнергетики  с  использованием 

новых  интегральных  показателей,  обеспечивающих  формирование 

оптимальных управленческих решений. 

В  настоящее  время  в  ПАО  «Россети»  используется  стандарт, 

учитывающий  техническое  состояние  и  риски  при  планировании 

технического  облуживания  и  ремонтов  (ТОиР)  оборудования  объ-

ектов электрических сетей [3]. В соответствии с [3] оценка техниче-

ского состояния оборудования электрических сетей проводится при 

формировании  годовых  (многолетних)  графиков  ремонта,  годовой 

ремонтной  программы,  комплекса  мероприятий  по  техническому 

перевооружению и реконструкции, а также после технического воз-

действия, которое привело к изменению технического состояния, но 

не реже одного раза в год. 


Page 3
background image

51

В этом процессе составляется список производ-

ственных активов, упорядоченный по уменьшению 

вероятности отказа по техническим причинам и по-

тенциальным последствиям отказа, и формируется 

перечень  мероприятий  ТОиР  с  учетом  приорите-

тов.  Наименьший  (наиболее  значимый)  приоритет 

в  группе  выбранного  оборудования  определяется 

наивысшей необходимостью осуществления техни-

ческого воздействия (замены или ТОиР). Классифи-

кация и расчет надежности ведется по следующим 

уровням, для каждого из которых определяется ин-

декс технического состояния (ИТС):

1.  Расчет индекса состояния для единицы оборудо-

вания объекта. 

2.  Расчет  индекса  состояния  для  многокомпонент-

ного  объекта  (силовой  трансформатор,  выклю-

чатель, распределительное устройство, отпайка, 

участок магистрали).

3.  Расчет индекса состояния для комплексного объ-

екта (подстанция, линия электропередачи).

Расчет ИТС выполняется на основании алгорит-

мов оценки технического состояния [4]. Результаты 

оценки  технического  состояния  каждой  единицы 

основного производственного оборудования:

 

– определение  индекса  технического  состояния 

по шкале относительных единиц в диапазоне от 

0 (наихудшее значение) до 100 (наилучшее зна-

чение),  то  есть  используется  принцип  «больше-

лучше»;

 

– определение  вида  ремонта  (текущий,  средний, 

капитальный) как воздействия на объект электро-

энергетики. 

Далее  ИТС  делением  на  100  приводится  в  диа-

пазон от 0 до 1, что позволяет определить уровень 

физического износа в виде: 
 

Износ = 1 – ИТС. 

(1)

Значения ИТС разбиваются на пять интервалов, 

что  достаточно  для  качественного  различия  при-

знаков (видов) технического состояния оборудова-

ния  или  объектов  электроэнергетики  (отмечаются 

разным  цветом)  и  принятых  видов  технического 

воздействия (таблица 1). Ширина интервалов при-

нята  на  основе  соблюдения  принципов  едино-

образия  стратегий,  классификации  и  алгоритмов 

технического  воздействия  на  энергетическое  обо-

рудование в соответствии с нормативными требо-

ваниями [3, 4]. 

По результатам оценки технического состояния 

электроэнергетического  оборудования  проводит-

ся  прогноз  изменения  ИТС  такого  оборудования 

и  времени  достижения  критического  состояния, 

при  которых  эксплуатация  такого  оборудования 

будет  недопустима.  Кроме  того,  методикой  пред-

усматривается  расчет  вероятности  отказа  и  по-

следствий отказа элементов электрических сетей. 

В  итоге  определяется  оптимальный  вид,  состав 

и  стоимость  технического  воздействия  на  обору-

дование. 

К  недостаткам  методики  оценки  ИТС  следует 

отнести  то,  что  прогноз  остаточного  ресурса  энер-

гетического  оборудования  основан  на  концепции 

постепенных отказов, обусловленных физико-хими-

ческими процессами старения и износа. Однако на 

практике  в  реальных  условиях  эксплуатации  часто 

возникают  внезапные  (катастрофические)  отказы, 

обусловленные  нерасчетными  внешними  нагрузка-

ми  и  факторами.  Поэтому  важно  исследовать  дру-

гие  новые  методы  выбора  приоритетных  решений 

для  оценки  и  ранжирования  надежности  объектов 

энергетических  систем  с  использованием  различ-

ных данных.

Характерным  примером  такого  подхода  явля-

ется разработка методов и алгоритмов сравнения 

и  ранжирования  надежности  многокомпонентных 

объектов  энергетических  систем  по  разнотипным 

признакам [5]. Предлагается множество независи-

мых параметров и показателей надежности и эко-

номичности  энергетических  объектов  заменить 

одним интегральным показателем и учитывать при 

оценке его случайный характер.

Таким образом, в настоящее время разработа-

ны различные подходы и методики формирования 

информации  о  техническом  состоянии  объектов 

электроэнергетики  и  принятия  решений  по  повы-

шению их надежности. Все они имеют прикладной 

характер, теоретической основой которого являет-

ся  квалиметрия  и  ее  приложения.  Это  позволяет 

искать новые подходы и развивать существующие 

методы для принятия оптимальных решений в за-

Табл. 1. Зависимость ИТС от вида технического воздействия на оборудование

Вид техническо-

го состояния

Диапазон индекса

технического состояния

Цветовой код

рисков

Вид технического воздействия

Критическое

≤ 25

Очень высокий

уровень риска

Вывод из эксплуатации, техническое перевоору-

жение и реконструкция 

Неудовлетво-

рительное

25 < ИТС ≤ 50

Высокий уровень риска

Дополнительное техническое обслуживание 

и ремонт, усиленный контроль технического со-

стояния, техническое перевооружение 

Удовлетвори-

тельное

50 < ИТС ≤ 70

Средний уровень риска Усиленный контроль технического состояния, 

капитальный ремонт, реконструкция 

Хорошее

70 < ИТС ≤ 85

Низкий уровень риска

По результатам планового диагностирования 

Очень хорошее 

85 < ИТС ≤ 100

Отсутствие риска

Плановое диагностирование

 3 (60) 2020


Page 4
background image

52

дачах  повышения  надежности  функционирова-

ния ЭЭС. 

ОЦЕНКА

 

ПРИОРИТЕТНОСТИ

 

ДИСПЕТЧЕРСКИХ

 

ЗАЯВОК

 

НА

 

РЕМОНТЫ

 

ОБОРУДОВАНИЯ

В  настоящее  время  при  управлении  электроэнер-

гетическим  режимом  и  планировании  ремонтов 

диспетчерскими  центрами  не  используется  в  пол-

ной  мере  информация  о  надежности  оборудова-

ния и устройств. Для учета режимной надежности 

диспетчерскими  центрами  применяется  детерми-

нированный подход по критерию 

n

-

i

 [10]. Под обе-

спечением  надежности  по  критерию 

n

-

i

  понимает-

ся  такое  состояние  энергосистемы  (или  ее  части) 

при  внезапном  отключении 

i

  ее  элементов,  при 

котором  обеспечивается  качественное  снабжение 

электроэнергией  потребителей  и  нормальная  ра-

бота электростанций, а также параметры электро-

энергетического  режима  (токовая  нагрузка  линий 

электропередачи  и  оборудования,  напряжение  на 

шинах электрических станций и подстанций, часто-

та электрического тока, перетоки активной мощно-

сти) находятся в пределах длительно допустимых 

значений [8]. При этом «нормативные возмущения» 

(наиболее  тяжелые  для  энергосистемы  отключе-

ния) определяются в соответствии с рекомендаци-

ями [6].

Вопросы  о  приоритетности  разрешения  дис-

петчерских  заявок  на  ремонты  смежного  обору-

дования,  в  том  числе  требующего  внепланового 

ремонта,  традиционно  решаются  на  основании 

опыта и мнения лиц, принимающих решения с уче-

том  приоритета  оборудования  более  высокого 

класса напряжения и более длительного ремонта. 

При этом в условиях плотного ремонтного графи-

ка  повышение  эффективности  решения  задач  по 

установке  приоритета  ремонтов  смежного  обору-

дования  требует  объективного  учета  надежности 

оборудования и устройств.

В предлагаемой методике предлагается ввести 

и  учитывать  количественную  оценку  интеграль-

ных  показателей  индивидуальной  надежности 

конкретного  оборудования  (объектов)  ЭЭС,  что 

является одним из основных условий повышения 

надежности  и  снижения  ущерба  при  возможном 

отключении. Для этого предложено использовать 

сведения  об  отказах,  длительности  наработки 

после  ремонта,  плановых  и  аварийных  ремонтах 

и других показателях, имеющих важное значение 

для  комплексной  оценки  надежности  энергетиче-

ских объектов. 

Так как эти показатели измеряются в разных шка-

лах  и  единицах  измерения,  это  усложняет  возмож-

ность их сравнения между собой, а также объедине-

ния  в  одном  интегральном  показателе.  Например, 

срок  службы  и  длительность  простоя  в  аварийном 

ремонте  измеряется  одной  единицей  измерения  — 

временем,  но  по  разным  шкалам:  в  годах  и  часах. 

Ущерб  от  отключения  оценивается  в  рублях  и  т.д. 

Для  преодоления  этих  трудностей  используем  об-

щие принципы квалиметрии и методы анализа мно-

гокритериальных задач [7, 9]. 

С  учетом  сложности  принятия  решения  пер-

соналом  диспетчерского  центра  о  разрешении 

диспетчерской  заявки  на  вывод  в  ремонт  обору-

дования  построим  методику  оценки  приоритет-

ности  выполнения  ремонтов  воздушных  линий 

электропередачи  (ЛЭП)  с  целью  заблаговремен-

ного планирования и подготовки ремонтных работ. 

Предлагаемая  методика  может  стать  частью  ин-

формационной поддержки персонала в автомати-

ческой информационной системе с учетом следу-

ющих рекомендаций:

 

– ранжирования объектов по надежности работы 

и возможному ущербу при аварийном отключе-

нии;

 

– указания на «слабые места» объектов и основные 

причины,  вызывающие  ухудшение  технического 

состояния;

 

– оценки  качества  управления  режимами  работы 

энергосистемы [7]. 

На  первом  этапе  определим  перечень  показа-

телей,  характеризующий  разные  свойства  надеж-

ности  ЛЭП.  В  таблице  2  представлены  некоторые 

показатели надежности ЛЭП, которые предлагает-

ся  использовать  для  получения  обобщенного  ин-

тегрального показателя для выбора оптимального 

решения по очередности их ремонта. 

Выбор  показателей,  представленных  в  табли-

це  2,  обусловлен  их  высокой  информативностью 

и достоверностью. Стоит также отметить, что пере-

дача значений ИТС по сетевому оборудованию из 

сетевых организаций в диспетчерские центры воз-

можна с помощью существующих ПК «Заявки» и ПК 

«Планы  ремонтов»,  куда  целесообразно  интегри-

ровать вышеуказанный показатель. Вся процедура 

взаимодействия может быть прописана в существу-

ющих регламентах. Коэффициент риска наступле-

ния негативных последствий при аварийном отклю-

чении ЛЭП является новым показателем. Методика 

его  определения  рассматривается  в  следующем 

разделе  статьи.  Остальные  показатели  из  табли-

цы 2 по элементам ЛЭП входят в паспорта обору-

Табл. 2. Показатели,

выбранные для анализа надежности ЛЭП

Показатели ЛЭП

Условное

обозначение

Единица

измерения

Номинальное напряжение

U

ном

кВ

Срок службы

T

сл

год

Наработка после капи-

тального ремонта

T

кр

год

Число аварийных отклю-

чений после ремонта

N

откл

шт.

Индекс технического

состояния

ИТС

о.е.

Коэффициент риска

наступления негативных 

последствий при аварий-

ном отключении ЛЭП

Р

о.е.

УПРАВЛЕНИЕ

АКТИВАМИ


Page 5
background image

53

дования, которые субъекты электроэнер-

гетики  предоставляют  в  диспетчерские 

центры  в  соответствии  с  прописанными 

в законодательстве процедурами.

Для определения интегрального пока-

зателя необходимо привести показатели 

таблицы  2  к  единой  шкале  измерений. 

Алгоритм  этих  преобразований  состоит 

в  следующих  действиях.  Вначале  опре-

деляется  диапазон  (размах)  изменения 

количественных показателей: 

  

L

j

) = (П

j

max

 – П

jmin

), где 

j

 = 1, ..., 

n

.  (2)

На следующем этапе диапазон каждого показа-

теля разбивается на пять интервалов (по аналогии 

с оценкой ИТС и принятой системой классифика-

ции качества ремонта). Ширина интервалов инди-

видуальна и зависит от свойств рассматриваемых 

показателей.  Каждому  интервалу  присваивается 

порядковый  номер 

K

  =  1÷5,  который  и  является 

его количественным аналогом (рангом), если уве-

личение  показателя  приводит  к  увеличению  на-

дежности, или наоборот, 

K

 = 5÷1, если надежность 

снижается.  В  таблице  3  показано  ранжирование 

показателей надежности для ЛЭП 110 кВ по убы-

ванию их надежности и возрастанию риска насту-

пления  негативных  последствий  при  аварийном 

отключении.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ

 

КОЭФФИЦИЕНТА

 

РИСКА

 

НАСТУПЛЕНИЯ

 

НЕГАТИВНЫХ

 

ПОСЛЕДСТВИЙ

 

ПРИ

 

АВАРИЙНОМ

 

ОТКЛЮЧЕНИИ

 

ЛЭП

Следующий  этап  построения  методики  состоит 

в оценке риска при аварийном отключении ЛЭП. Этот 

риск при управлении режимом работы энергосисте-

мы с точки зрения диспетчерского центра отличается 

от определения ущерба для потребителей, который 

в основном связан с экономическими последствиями 

от недопоставки электро энергии. 

В диспетчерском управлении и ведении диспет-

черского  центра  находятся  ЛЭП  и  оборудование 

ПС,  отключение  которых  зачастую  не  приводит 

к  обесточиванию  потребителей,  но  может  приво-

дить  к  ухудшению  параметров  режима.  Это  свя-

занно  с  выходом  параметров  режима  из  области 

допустимых  значений:  к  перегрузкам  оборудова-

ния и контролируемых сечений, превышению мак-

симально допустимых перетоков (МДП) мощности, 

к недопустимому снижению (повышению) напряже-

ния, отклонениям частоты и т.д. [8]. Все это приво-

дит к ухудшению показателей технико-экономиче-

ской эффективности энергосистемы или ее части. 

Увеличиваются  затраты  на  производство  и  пере-

дачу электроэнергии в энергосистеме за счет опти-

мизации режимов работы электростанций и увели-

чения потерь мощности и электроэнергии в сети. 

Возможны и другие негативные последствия. По-

этому приоритетность в очередности ремонта, при 

прочих равных условиях, должна быть у тех ЛЭП, 

которые при аварийном отключении создают наи-

большие  проблемы  для  ЭЭС  в  послеаварийном 

режиме.

Для  количественной  оценки  тяжести  выхода  па-

раметров электроэнергетического режима за норма-

тивные  границы  при  аварийном  отключении  основ-

ного  оборудования  связей  энергосистемы  введем 

коэффициент  риска.  Он  будет  характеризовать  вес 

возможных  негативных  последствий  для  энергоси-

стемы при аварийном отключении ЛЭП с точки зре-

ния  управления  режимом  и  технико-экономической 

эффективности  энергосистемы.  Рассмотрим  следу-

ющие  возможные  негативные  последствия  аварий-

ного отключения ЛЭП: 

1)  снижение  напряжения  в  контрольных  пунктах 

ниже нижней границы графика напряжений;

2)  снижение  напряжения  в  контрольных  пунктах 

или отдельных частях энергосистемы ниже мини-

мально допустимого;

3)  снижение напряжения в контрольных пунктах или 

отдельных частях энергосистемы ниже аварийно 

допустимого;

4)  превышение напряжения в контрольных пунктах 

или отдельных частях энергосистемы выше наи-

большего рабочего значения;

5)  перегрузка  в  контролируемых  сечениях  и/или 

ЛЭП (оборудования) в пределах длительно допу-

стимой кратности;

6)  перегрузка  в  контролируемых  сечениях  и/или 

ЛЭП  (оборудования)  свыше  длительно  допусти-

мой кратности;

7)  отключение потребителей, в том числе действи-

ем ПА;

8)  отключение генерирующих мощностей (ограниче-

ние  выдачи  мощности  электростанций),  необхо-

димость разгрузки/загрузки станций вне планово-

го диспетчерского графика;

9)  нарушение параллельной работы частей энерго-

системы (разделение энергосистемы на изолиро-

ванные части);

10) повышение потерь электроэнергии.

Каждая энергосистема имеет свои региональные 

особенности построения, зависящие от мест разме-

щения генерации, количества внешних и внутренних 

связей и плотности электрических нагрузок. Поэтому 

не все вышеперечисленные негативные последствия 

отключения  ЛЭП  характерны  для  каждой  энергоси-

стемы. Негативные последствия режима при отклю-

чении ЛЭП, наиболее актуальные для региональной 

 Табл. 3. Ранжирование показателей надежности для ЛЭП 110 кВ

Пока -

затель

Ранги и интервалы показателей

5

4

3

2

1

T

сл

< 10

10÷20

20÷30

30÷40

> 40

T

кр

0,5

1

2

3

> 4

N

откл

0

1

2

3

> 4

ИТС

0,85÷1

0,7÷0,85

0,5÷0,7

0,25÷0,5

< 0,25

Р

< 0,2

0,2÷0,4

0,4÷0,6

0,6÷0,8

0,8÷1

 3 (60) 2020


Page 6
background image

54

(объединенной) энергосистемы, могут быть выбраны 

службами диспетчерского центра на основе расчета 

параметров электрического режима при анализе воз-

можных аварийных отключений ЛЭП 110 кВ и выше 

в нормальных и ремонтных схемах. Отметим также, 

что  для  предотвращения  таких  негативных  послед-

ствий отключения ЛЭП и другого оборудования дис-

петчерскими  центрами  применяются  определенные 

мероприятия (включение/отключение генерации, из-

менение топологии электрической сети и т.д.), а ре-

жим работы энергосистемы ведется с обеспечением 

критерия 

– 1 [11]. 

Предположим, что для конкретной региональной 

энергосистемы номера (1, 2, 5, 6 и 7) из приведен-

ного  выше  списка  негативных  последствий  послеа-

варийного режима при аварийных отключениях ЛЭП 

являются наиболее актуальными. 

Для взаимного сравнения выбранных негативных 

последствий  послеаварийного  режима  по  тяжести 

их воздействия на ЭЭС определим их удельный вес 

в относительных единицах с использованием метода 

анализа иерархий [9].

В  таблице  4  представлена  матрица  попарных 

сравнений  негативных  последствий  (факторов)  по-

слеаварийного режима, где а

ij

 — отношение фактора 

i

 к фактору 

j

:

 

a

ji 

= 1/

a

ij

 , 

a

ii

 

= 1. 

(3)

Попарное сравнение проводилось по ка чест вен-

ной шкале с последующим преобразованием в бал-

лы, если негативные последствия (факторы) после-

аварийного режима: 

 

– равны, безразлично = 1; 

 

– немного лучше (хуже) = 3 (1/3, или 0,33); 

 

– лучше (хуже) = 5 (1/5, или 0,2);

 

– значительно лучше (хуже) = 7 (1/7, или 0,14); 

 

– принципиально лучше (хуже) = 9 (1/9, или 0,11). 

При промежуточном мнении могут использовать-

ся промежуточные баллы 2, 4, 6, 8.

Баллы выбраны с помощью опроса специалистов 

диспетчерского  центра  методом  экспертных  оценок 

с учетом тяжести негативных последствий послеава-

рийного  режима  и  приоритетности  ликвидации  ава-

рии. Тяжесть послеаварийного режима при отключе-

нии ЛЭП учитывалась степенью выхода параметров 

режима  за  пределы  допустимых  значений.  Так,  на-

пример, перегрузка в контролируемых сечениях и/или 

ЛЭП  (оборудования)  свыше  длительно  допустимой 

кратности может привести к повреждению оборудова-

ния и должна ликвидироваться незамедлительно, по-

этому экспертами ей присвоен балл «9» в сравнении 

с другими возможными негативными последствиями. 

Также учитывалась приоритетность действий диспет-

черского  и  оперативного  персонала  по  ликвидации 

нарушений нормального режима [12].

После составления матрицы попарных сравнений 

негативных  последствий  послеаварийного  режима 

ЭЭС находим сумму элементов каждого столбца та-

блицы 4:

 S 

a

1

a

2

+ ... + 

a

nj

.  

(4)

Делим все элементы матрицы (таблицы 4) на сум-

му элементов соответствующего столбца: 

 

A

ij 

a

ij

/

S

j

(5)

Средние  значения  строк  нормированной  таким 

образом  матрицы  приведены  в  последнем  столбце 

таблицы 4 и характеризуют удельный вес каждого из 

рассматриваемых  негативных  последствий  после-

аварийного режима.

Проведенные  таким  образом  расчеты  показыва-

ют, что наиболее существенным негативным послед-

ствием аварийного отключения ЛЭП в послеаварий-

ном режиме является «перегрузка в контролируемых 

сечениях и/или ЛЭП (оборудования) свыше длитель-

но допустимой кратности». Его удельный вес равня-

ется  0,529,  вторым  по  «тяжести»  является  «отклю-

чение  потребителей,  в  том  числе  действием  ПА» 

с удельным весом 0,219.

Следующий этап расчета состоит в определении 

коэффициента  риска  наступления  негативных  по-

следствий  при  аварийном  отключении  ЛЭП  (P),  ко-

торый рассчитывается для каждой из списка рассма-

триваемых ЛЭП по формуле:
 

Р = 

n

= 1 

i

 · 

B

i

(6)

где 

i

 — среднее значение (удельный вес) 

i

-го 

негативного  последствия  послеаварийного 

режима; 

B

i

  =  [0,  1]  —  коэффициент  его  ак-

туальности. 

B

 = 1, если аварийное отключе-

ние  рассматриваемой  ЛЭП  может  привести 

к наступлению 

i

-го негативного последствия, 

и 

B

 = 0, если нет.

В  таблице  5  представлены  значения  ко-

эффициента  актуальности  и  результаты 

расчета  коэффициента  риска  наступления 

негативных  последствий  при  аварийных 

устойчивых отключениях десяти ЛЭП 110 кВ 

региональной энергосистемы. 

Анализ  результатов  расчетов  табли-

цы 5 показывает, что наибольшее значение 

(0,974)  коэффициент  риска  (P)  имеет  при 

аварийном  отключении  ЛЭП  1,  а  наимень-

шее (0,093) — ЛЭП 5.

Табл. 4. Матрица попарных сравнений

негативных последствий послеаварийного режима ЭЭС

Номер 

негативного 

последствия 

после-

аварийного 

режима

1

2

5

6

7

Средние зна-

чения (удель-

ный вес, 

i

негативных 

по след  ствий, 

о.е.

1

1,00 0,11 0,14 0,11 0,11

0,026

2

9,00 1,00 7,00 0,20 0,33

0,159

5

7,00 0,14 1,00 0,11 0,11

0,067

6

9,00 5,00 9,00 1,00 9,00

0,529

7

9,00 3,00 9,00 0,11 1,00

0,219

Сумма, 

S

35,00 9,25 26,14 1,53 10,56

1,0

УПРАВЛЕНИЕ

АКТИВАМИ


Page 7
background image

55

На прав

ах рек

ламы

ОПРЕДЕЛЕНИЕ

 «

СЛАБЫХ

 

МЕСТ

»

ПРИ

 

УПРАВЛЕНИИ

 

РЕЖИМОМ

Проведем  ранжирование  исследуемых  ЛЭП  регио-

нальной энергосистемы по приоритетности их выво-

да в ремонт с использованием показателей таблицы 

3 и результатов расчета таблицы 5. Ранги индивиду-

альных показателей надежности исследуемых ЛЭП 

представлены в таблице 6.

Для вычисления итогового интегрального пока-

зателя  (K)  приоритетности  выполнения  ремонтов 

ЛЭП, представляющего собой относительную сум-

му рангов, воспользуемся формулой:

 

K

 

= (

n

= 1 

r

j

) / (

n

 · 

m

) , 

(7)

где 

r

j

 — ранг 

j

-го показателя 

k

-го объекта; 

m

 — число 

рангов, 

n

 — число показателей. Значения интеграль-

ных  показателей  K  исследуемых  ЛЭП  110  кВ  пред-

ставлены в порядке возрастания в таб ли це 7. 

Поскольку интегральный показатель К изменяется 

в пределах от 0,2 до 1, для его классификации рас-

Табл. 5. Коэффициенты актуальности и коэффициенты риска насту-

пления негативных последствий при аварийном отключении ЛЭП

Наиме-

нование 

ЛЭП

Номер негативного последствия

послеаварийного режима

Коэффициенты 

риска аварийного 

отключения ЛЭП, 

Р, о.е.

1

2

5

6

7

ЛЭП 1

0

1

1

1

1

0,974

ЛЭП 2

1

1

0

1

0

0,714

ЛЭП 3

1

1

1

0

1

0,471

ЛЭП 4

1

1

1

0

0

0,252

ЛЭП 5

1

0

1

0

0

0,093

ЛЭП 6

0

0

0

1

0

0,529

ЛЭП 7

0

0

1

1

0

0,596

ЛЭП 8

1

0

0

0

1

0,245

ЛЭП 9

0

0

1

1

0

0,596

ЛЭП 10

1

1

1

0

1

0,471

Табл. 6. Ранги индивидуальных

показателей надежности ЛЭП

Наиме-

нование 

ЛЭП

Показатель

T

сл

T

кр

N

откл

ИТС

Р

ЛЭП 1

2

1

3

5

1

ЛЭП 2

2

1

4

4

2

ЛЭП 3

4

5

4

4

4

ЛЭП 4

4

4

4

3

4

ЛЭП 5

3

1

4

1

5

ЛЭП 6

5

5

2

1

3

ЛЭП 7

1

5

5

2

3

ЛЭП 8

3

1

3

3

4

ЛЭП 9

2

4

5

4

3

ЛЭП 10

1

2

1

1

3

 3 (60) 2020


Page 8
background image

56

смотрим  шкалу  с  четырьмя 

равными  интервалами,  каж-

дый  из  которых  сопоставим 

некоторой 

качественной 

оценкой, 

предъявляемой 

к исследуемым объектам по 

надежности  работы.  Пред-

лагается  следующая  клас-

сификация 

соответствия 

объекта  рекомендациям  по 

ремонту  и  управлению  ре-

жимами  работы  энергоси-

стемы:

 

–  если 0,2 ≤ К ≤ 0,4, требу-

ется  внеплановый  ре-

монт  в  ближайшее  вре-

мя  (свободное  «окно»), 

управление  режимом  по 

критерию 

–  2  района, 

в который входит данная 

ЛЭП;

 

– если  0,4  <  К  ≤  0,6,  тре-

буется  внеплановый  ре-

монт,  который  необходи-

мо включить в месячный график ремонтов, ведение 

режима на 

– 1 для района, в который входит дан-

ная ЛЭП, но с учетом контроля времени аварийной 

готовности  смежного  оборудования,  выведенного 

в ремонт;

 

– если  0,6  <  К  ≤  0,8,  внеплановый  ремонт  не  тре-

буется,  работы  можно  провести  в  соответствии 

с годовым планом ремонтов, управление режимом 

по критерию 

– 1;

 

– если 0,8 < К ≤ 1, ремонт не требуется, управление 

режимом по критерию 

– 1.

Таким  образом,  предложенный  интегральный 

показатель  позволил  провести  ранжирование  ЛЭП 

по  приоритетности  выполнения  ремонтов  с  учетом 

разных  свойств  и  показателей  надежности  ЛЭП. 

Из рассмотренных ЛЭП 10 имеет наименьшее зна-

чение  интегрального  показателя  надежности,  и  ее 

ремонт  должен  быть  запланирован  в  ближайшее 

время.  При  этом  электроэнергетический  режим 

в районе, в который входит ЛЭП 10, должен вестись 

по критерию 

– 2 [10] с выполнением необходимых 

режимных  мероприятий  по  недопущению  выхода 

параметров режима из области допустимых значе-

ний при ее аварийном отключении. ЛЭП 1, 2, 5 и 8 

имеют высокую приоритетность выполнения ремон-

тов, и необходимо их включение в месячный график

ремонтов. 

ЛИТЕРАТУРА

1.  О выводе объектов электроэнерге-

тики  в  ремонт  и  из  эксплуатации. 

Утв.  Постановлением  Правитель-

ства  Российской  Федерации  от 

26.07.2007 № 484. URL: https://base.

garant.ru/191582/.

2.  Положение ПАО «Россети» «О еди-

ной  технической  политике  в  элек-

тросетевом комплексе». URL: https:

//www.rosseti.ru/investment/science/

tech/doc/tehpolitika.pdf.

3.  СТО  34.01-24-002–2018.  Органи-

зация  технического  обслуживания 

и  ремонта  объектов  электроэнер-

гетики ПАО «Россети». URL: https://

www.rosseti.ru/investment/standart/

corp_standart/doc/CTO__34.01-24-

002-2018.pdf.

4.  Приказ  Минэнерго  Российской  Фе-

дерации от 26.07.2017 № 676 «Об 

утверждении методики оценки тех-

нического состояния основного тех-

нологического  оборудования  и  ли-

ний  электропередачи  электричес-

ких станций и электрических сетей».

URL: https://base.garant.ru/ 71779722/.

5.  Фархадзаде Э.М., Фарзалиев Ю.З., 

Мурадалиев  А.З.,  Исмаилова  С.М. 

Методы  и  алгоритмы  сравнения 

и ранжирования надежности и эко-

номичности работы объектов элек-

троэнергетических  систем  //  Элек-

тричество, 2017, № 8. С. 4–13. 

ВЫВОДЫ

1.  Разработана  новая  методика  определения  при-

оритета  планирования  ремонтов  оборудования 

(на примере ЛЭП 110 кВ) со сниженными характе-

ристиками надежности и значительной степенью 

рис ка выхода параметров электроэнергетическо-

го режима за нормативные границы при возмож-

ном аварийном отключении оборудования.

2.  Представлен  алгоритм  учета  различных  свойств 

и показателей индивидуальной надежности кон-

кретных объектов ЭЭС в одном интегральном по-

казателе, который также учитывает риски от ухуд-

шения параметров режима и надежности ЭЭС.

3.  Методика  может  быть  использована  диспетчер-

скими центрами и сетевыми предприятиями при 

планировании  графиков  ремонтов,  а  также  при 

разрешении диспетчерских заявок на вывод в ре-

монт оборудования и при управлении режимами 

в  «узких  местах»  энергосистемы,  вынужденных 

режимах и контролируемых сечениях ЭЭС.

4. Использование результатов исследования может 

дать положительный технико-экономический эф-

фект для всей энергосистемы или ее части, выра-

жающийся  в  повышении  надежности  элементов 

и снижении числа часов работы с параметрами 

режима, выходящими за пределы длительно до-

пустимых значений.  

Табл. 7. Классификация ЛЭП,

ранжированных с учетом приоритетности выполнения ремонтов

Наиме-

нование 

ЛЭП

K

Интервалы 

клас с и-

фикации

Рекомендации

по планированию 

ремонтов

Рекомендации 

ЛЭП 10 0,32 0,2 ≤ К ≤ 0,4

Требуется вне-

плановый ремонт 

в ближайшее время 

(свободное «окно»)

Управление режимом энер-

госистемы по критерию 

n

 

– 2 

районе, в который входит 

данная ВЛ

ЛЭП 1

0,48

0,4 < К ≤ 0,6

Требуется внеплано-

вый ремонт, который 

необходимо вклю-

чить в месячный 

план

Управление режимом энер-

госистемы по критерию 

n

 

– 1 

для района, в который вхо-

дит данная ЛЭП, но с учетом 

контроля аварийной готовно-

сти смежного оборудования, 

выведенного в ремонт

ЛЭП 2

0,52

ЛЭП 5

0,56

ЛЭП 8

0,56

ЛЭП 6

0,64

0,6 < К ≤ 0,8

Внеплановый ре-

монт не требуется, 

работы можно про-

вести в соответствии 

с годовым планом 

ремонтов

Управление режимом энерго-

системы по критерию 

n

 

– 1

ЛЭП 7

0,64

ЛЭП 9

0,72

ЛЭП 4

0,76

ЛЭП 3

0,84 0,8 < К ≤ 1

Ремонт не требуется

УПРАВЛЕНИЕ

АКТИВАМИ


Page 9
background image

57

На прав

ах рек

ламы

6.  Приказ Минэнерго РФ от 03.08.2018 

№  630  «Об  утверждении  требо-

ваний  к  обеспечению  надежности 

электроэнергетических систем, на-

дежности и безопасности объектов 

электроэнергетики  и  энергоприни-

мающих  установок».  URL:  https://

base.garant.ru/72032950/.

7.  Фархадзаде Э.М., Фарзалиев Ю.З., 

Мурадалиев А.З., Абдуллаева С.А. 

Совершенствование  методов  по-

вышения  надежности  объектов 

электроэнергетических  систем  // 

Электричество, 2016, № 8. С. 18–28.

8.  Национальный  стандарт  Россий-

ской Федерации. Электроэнергети-

ческие  системы.  Оперативно-дис -

петчерское  управление  в  электро-

энергетике  и  оперативно-техно-

логическое  управление.  Термины 

и  определения.  URL:  http://docs.

cntd.ru/document/1200139922.

9.  Саати  Т.,  Керис  К.  Аналитическое 

планирование.  Организация  сис-

тем. Пер. с англ. М.: Радио и связь, 

1991. 224 с.

10. Ковалев  Г.Ф.,  Лебедева  Л.М.  Об-

ласти  использования  и  пределы 

применимости  критерия 

– 

i

  при 

формировании  структуры  и  вы-

боре  параметров  элементов  ЭЭС. 

Иркутск:  Институт  систем  энерге-

тики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 

1999. 68 с.

11. Куно  М.Я.,  Кондратьев  А.Н.  Ин-

струмент для определения надеж-

ности энергосистемы по критерию 

– 1 // Надежность и безопасность 

в  электроэнергетике,  2002,  №  3. 

С. 45–47.

12. Приказ Минэнерго РФ от 12.07.2018 

№ 548 «Правила предотвращения 

развития и ликвидации нарушений 

нормального  режима  электриче-

ской  части  энергосистем  и  объ-

ектов  электроэнергетики».  URL: 

https://www.garant.ru/products/ipo/

prime/doc/71924756/.

REFERENCS

1.  On shutdown of power sites for repair 

and retirement. Approved by the RF 

Government  decree  of  26.07.2007 

no. 484. (In Russian)

2.  PJSC Rosseti regulation "On unifi ed 

technical  policy  in  the  power  grid". 

(In Russian)

3.  Company  Standard  STO  34.01-24-

002–2018.  Arrangement  of  techni-

cal maintenance and repair of PJSC 

Rosseti power sites. (In Russian)

4.  Order of the Ministry of Energy of the 

Russian  Federation  of  26.07.2017 

no.    676  "On  approval  of  the  pro-

cedure  of  evaluating  the  technical 

condition of process equipment and 

transmission  lines  of  electric  power 

stations and grids". (In Russian)

5.  Farkhadzade E.M., Farzaliyev Yu.Z., 

Muradaliyev  A.Z.,  Ismailova  S.M. 

Methods  and  algorithms  of  com-

parison and ranging of reliability and 

economic effi  ciency of power system 

sites  // 

Elektrichestvo

  [Electricity], 

2017, no. 8, pp. 4–13. (In Russian)

6.  Order of the Ministry of Energy of the 

Russian  Federation  of  03.08.2018 

no.  630  "On  approval  of  require-

ments  to  provision  of  reliability  of 

power systems, security and reliabil-

ity of power sites and power receiv-

ing installations". (In Russian)

7.  Farkhadzade E.M., Farzaliyev Yu.Z., 

Muradaliyev A.Z., Abdullayeva S.A. 

Perfection  of  power  site  reliabil-

ity  improvement  methods  // 

Elek-

trichestvo 

[Electricity],  2016,  no.  8, 

pp. 18–28. 

8.  National  Standard  of  the  Russian 

Federation. Electric power systems. 

Operational  dispatching  control  in 

power industry and operational tech-

nological  control.  Terms  and  defi ni-

tions. (In Russian)

9.  Saati T., Keris K. Analytical planning. 

System  arrangement.  Translated 

from English. Moscow, Radio i svyaz' 

Publ., 1991. 224 p. (In Russian)

10. Kovalev  G.F.,  Lebedeva  L.M. Appli-

cation  fi elds  and  range  of 

– 

i

  cri-

terion  application  in  the  process  of 

structure  forming  and  selection  of 

parameters  of  power  system  com-

ponents.  Irkutsk,  Melentiev  Energy 

System  Institute,  SB  RAS  Publ., 

1999. 68 p. (In Russian)

11. Kuno M.Ya., Kondratiev A.N. Instru-

ment for determination of power sys-

tem reliability upon 

– 1 criterion // 

Nadyezhnost' i bezopasnost' v elek-
troenergetike

  [Reliability  and  secu-

rity  in  power  industry],  2002,  no.  3, 

pp. 45–47. (In Russian)

12. Order of the Ministry of Energy of the 

Russian  Federation  of  12.07.2018 

no.  548  "Rules  of  development  pre-

vention and elimination of disturbanc-

es in the electrical part of power sys-

tems and power sites". (In Russian)

 3 (60) 2020


Читать онлайн

В связи со значительно возросшим объемом получаемой информации о параметрах оборудования, сетевые компании постепенно переходят на риск-ориентированное управление своими активами. Однако информация о состоянии оборудования электрических сетей не учитывается в полном объеме диспетчерскими центрами при планировании ремонтов и управлении режимами работы энергосистемы. В статье представлена методика определения риска аварийного отключения ЛЭП 110 кВ с учетом критериев управления режимом и технико-экономической эффективности энергосистемы. Предложен комплексный показатель, который на основе сведений о надежности объектов ЭЭС и риске аварийного отключения позволяет ранжировать объекты по приоритетности планирования ремонтов и управления режимами работы ЭЭС.

Поделиться:

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 2(71), март-апрель 2022

Повышение эффективности производственной деятельности в Группе «Россети»

Интервью Управление сетями / Развитие сетей Управление производственными активами / Техническое обслуживание и ремонты / Подготовка к ОЗП Охрана труда / Производственный травматизм
Интервью с Первым заместителем Генерального директора — Главным инженером ПАО «Россети» А.В. Майоровым
Спецвыпуск «Россети» № 1(24), март 2022

Опыт эксплуатации в АО «Россети Тюмень» геоинформационной системы определения места повреждения воздушных линий электропередачи 3–35 кВ

Управление производственными активами / Техническое обслуживание и ремонты / Подготовка к ОЗП Воздушные линии
Андрей Стебеков (АО «Россети Тюмень» Тюменские электрические сети), Алексей Рекеев (ООО «Релематика»)
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Метод контроля усталостного повреждения провода воздушной линии в процессе ее эксплуатации

Управление производственными активами / Техническое обслуживание и ремонты / Подготовка к ОЗП Воздушные линии
Кульков В.Г. Норов Дж.Ш.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Обеспечить равные возможности для всех при справедливом распределении ответственности

Интервью Управление производственными активами / Техническое обслуживание и ремонты / Подготовка к ОЗП Энергоснабжение / Энергоэффективность
Интервью с Председателем Комитета по энергетике Государственной Думы Завальным П.Н.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»