Сценарная диагностика состояния воздушных линий электропередачи

background image

background image

92

ДИАГНОСТИКА

И МОНИТОРИНГ

Сценарная диагностика 
состояния воздушных линий 
электропередачи

УДК

 621.315.17

В

 

настоящей

 

статье

 

сформулирована

 

и

 

обоснована

 

проблема

 

перехода

 

на

 

риск

-

ориентированный

 

подход

 

к

 

управлению

 

активами

 

электросетевой

 

компании

приведены

 

предложения

 

по

 

решению

 

проблемы

.

Титов

 

Д

.

Е

., 

к

.

т

.

н

., 

профессор

 

практики

 

Сколковского

 

института

 

науки

 

и

 

технологий

Грязина

 

Е

.

А

., 

д

.

к

.

н

., 

старший

 

преподаватель

 

Сколковского

 

института

 

науки

 

и

 

технологий

Пономарев

 

Е

.

Ю

., 

начальник

 

РЭС

 

филиала

 

ОАО

 «

МРСК

 

Урала

» — 

«

Свердловэнерго

»

Лукичева

 

И

.

А

., 

исполнительный

 

директор

 

ООО

 «

МИГ

»

Цитрин

 

П

.

В

., 

заместитель

 

главного

 

инженера

 

филиала

 

ПАО

 «

ФСК

 

ЕЭС

» — 

Амурское

 

ПМЭС

Ключевые

 

слова

техническое

 

диагностирование

воздушная

 

линия

 

электропередачи

сценарная

 

диагностика

система

 

управления

 

рисками

риск

-

ориентированный

 

подход

Г

 

лавный

 

тренд

 

в

 

мировой

 

электро

-

 

энергетике

 

последних

 

лет

  —

 

цифровая

 

трансформация

 

отрас

-

 

ли

что

 

чаще

 

всего

 

ассоциируется

 

с

 

переходом

 

на

 

риск

-

ориентированное

 

управление

 

производственными

 

актива

-

ми

  (

РОП

и

 

оказанием

 

новых

 

услуг

 

по

-

требителям

 

электроэнергии

.

Ведомственная

 

программа

  «

Цифро

-

вая

 

трансформация

 

электроэнергетики

 

России

» 

определяет

 

цель

 

перехода

 

на

 

РОП

 

как

 

минимизацию

 

совокупной

 

сто

-

имости

 

владения

 

активом

 [1], 

что

 

само

 

по

 

себе

 

не

 

ведет

 

к

 

цифровой

 

транс

-

формации

так

 

как

 

не

 

изменяет

 

бизнес

-

модель

 

компании

-

владельца

 

актива

но

 

является

 

достойной

 

целью

 

цифровиза

-

ции

 

отрасли

Основы

 

для

 

перехода

 

на

 

РОП

 

в

 

электросетевом

 

комплексе

 

зало

-

жены

 

в

 

утвержденной

 

Правительством

 

Энергетической

 

стратегии

 

РФ

 [2]. 

Суще

-

ственные

 

преобразования

 

в

 

отрасли

 

уже

 

активно

 

ведутся

Любые

 

меры

способ

-

ствующие

 

реализации

 

перехода

 

на

 

РОП

являются

 

актуальными

.

В

 

настоящей

 

статье

 

сформулирована

 

и

 

обоснована

 

проблема

 

перехода

 

на

 

РОП

 

в

 

управлении

 

высоковольтными

 

воздуш

-

ными

 

линиями

 

электропередачи

  (

ВЛ

), 

а

 

также

 

приведены

 

предложения

 

по

 

ее

 

решению

В

 

качестве

 

объекта

 

исследо

-

вания

 

выбран

 

процесс

 

управления

 

одним

 

из

 

крупнейших

 

активов

 

электросетевых

 

компаний

 — 

воздушные

 

линии

для

 

кото

-

рых

 

характерны

 

низкая

 

наблюдаемость

 

состояния

 

и

 

высокий

 

поток

 

отказов

.

ПОДХОДЫ

 

К

 

УПРАВЛЕНИЮ

 

ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫМИ

 

АКТИВАМИ

Управление

 

активами

 

в

 

общем

 

виде

 

вклю

-

чает

 

в

 

себя

 

техническое

 

обслуживание

 

и

 

ремонты

  (

ТоиР

), 

техническое

 

перево

-

оружение

 

и

 

реконструкцию

 (

ТПиР

). 

В

 

про

-

цессе

 

управления

 

активами

 

возникает

 

не

-

обходимость

 

технического

 

воздействия

 

на

 

них

 

с

 

целью

 

компенсации

 

влияния

 

не

-

гативных

 

факторов

 

на

 

их

 

техническое

 

со

-

стояние

Под

 

техническим

 

воздействием

 

понимается

 

ремонт

техническое

 

перево

-

оружение

реконструкция

замена

приво

-

дящие

 

к

 

улучшению

 

технических

 

харак

-

теристик

 

и

 

состояния

 

оборудования

 [3] 

(

техническое

 

диагностирование

 

является

 

частью

 

ТОиР

но

 

не

 

является

 

техническим

 

воздействием

). 

Выделяют

 

до

 

шести

 

стра

-

тегий

 

технического

 

воздействия

  (

табли

-

ца

 30 [4]), 

отличающиеся

прежде

 

всего

целями

 

применения

удачно

 

и

 

емко

 

сфор

-

мулированными

 

в

 

статье

 

Антоненко

 

И

.

Н

[5], 

а

 

также

 

механикой

 

принятия

 

решения

 

о

 

воздействии

Часть

 

из

 

стратегий

 

приме

-

няются

 

в

 

отрасли

 

в

 

соответствии

 

с

 

обяза

-

тельными

 

нормативными

 

документами

– 

обслуживание

 

по

 

отказу

 [3], 

цель

 

при

-

менения

 

стратегии

 — 

реагировать

 

на

 

отказ

;

– 

планово

-

предупредительные

 

ремон

-

ты

 [6, 7], 

цель

 

применения

 

страте

-

гии

 — 

предупреждать

 

отказ

  (

пери

-

одичность

 

ремонтов

 

установлена

 

в

 

ремонтной

 

документации

а

 

объем

 

выбирается

 

по

 

типовому

 

перечню

 

ремонтных

 

работ

 

с

 

учетом

 

фактиче

-

ского

 

технического

 

состояния

 

актива

для

 

ВЛ

 

отдельные

 

виды

 

ППР

 

регла

-

ментируются

 

ТИ

-35-800 

кВ

 [8]);

– 

ремонты

 

по

 

техническому

 

состоя

-

нию

 [6], 

цель

 — 

прогнозировать

 

отказ

 

(

периодичность

 

и

 

объем

 

ремонтов

 

выбираются

 

по

 

фактическому

 

и

 

про

-

гнозному

 

состоянию

 

актива

данная

 

стратегия

 

технического

 

воздействия

 

требует

 

подписания

 

локального

 

нор

-

мативного

 

акта

 

и

 

наличия

 

средств

 

удаленного

 

диагностирования

 

состо

-

яния

 

актива

что

 

сдерживает

 

ее

 

при

-

менение

);

– 

ремонты

 

на

 

основе

 

оценки

 

риска

 

[3, 9], 

цель

 — 

оптимизировать

 

воз

-

действия

  (

данная

 

стратегия

 

техни

-

ческого

 

воздействия

 

в

 

наибольшей

 


background image

93

мере

 

соответствует

 

основному

 

принципу

 

РОП

 — 

определение

 

оптимального

 

вида

состава

 

и

 

стоимости

 

технического

 

воз

-

действия

 

на

 

основании

 

факти

-

ческих

 

и

 

прогнозных

 

значений

 

индексов

 

технического

 

состоя

-

ния

 (

ИТС

оборудования

 

и

 

оце

-

нок

 

уровней

 

технического

 

рис

-

ка

 (

пп

. 9 

и

 11 [3]). 

РОП

 

и

 

ремонты

 

на

 

основе

 

оценки

 

риска

 — 

не

 

тождествен

-

ные

 

понятия

РОП

 — 

это

 

подход

 

к

 

управлению

 

активами

  (

то

 

есть

 

подход

 

к

 

ТОиР

 

и

 

ТПиР

которые

 

включают

 

в

 

себя

в

 

том

 

числе

техническое

 

диагностирование

 

состояния

 

оборудования

техни

-

ческие

 

и

 

инвестиционные

 

воздей

-

ствия

 

на

 

активы

), 

а

 

ремонты

 

на

 

основе

 

оценки

 

рис

-

ка

 — 

одна

 

из

 

стратегий

 

технического

 

воздействия

.

Согласно

 

ГОСТ

 20911-89, 

техническое

 

диагности

-

рование

 

включает

 

в

 

себя

 

контроль

 

технического

 

со

-

стояния

поиск

 

места

 

и

 

определение

 

причин

 

отказа

а

 

также

 

прогнозирование

 

технического

 

состояния

Значение

 

ИТС

 

является

 

видом

 

технического

 

состо

-

яния

 

оборудования

определяемого

 

в

 

ходе

 

контроля

 

технического

 

состояния

который

 

является

 

задачей

 

технического

 

диагностирования

Риск

-

ориентированное

 

управление

 

состоянием

 

оборудования

 

реализуется

 

сегодня

 

согласно

 

схеме

 

принятия

 

решения

 

о

 

виде

 

технического

 

воздействия

 

[10]. 

На

 

схеме

 

блоки

 «

параметры

 

технического

 

состо

-

яния

», «

блок

 

оценки

 

технического

 

состояния

» 

и

 «

блок

 

прогнозирования

» 

можно

 

отнести

 

к

 

техническому

 

диа

-

гностированию

а

 

остальные

 

блоки

 — 

к

 

планированию

 

технического

 

воздействия

 (

рисунок

 1). 

В

 

части

 

технического

 

диагностирования

 

новым

 

в

 

схеме

 

является

 

только

 

внедрение

 

ИТС

Процесс

 

актуализации

 

информации

 

об

 

ИТС

 

оборудования

 

проводится

 

без

 

изменений

планово

 

и

 

в

 

полном

 

объ

-

еме

 

не

 

реже

 

раза

 

в

 

год

 (

для

 

ВЛ

 — 

согласно

 

ТИ

 35–

800 

кВ

). 

В

 

некоторых

 

случаях

 

допускается

 

использо

-

вать

 

значения

 

ИТС

 

предыдущего

 

года

 (

п

. 2.5 [10]).

В

 

части

 

планирования

 

технического

 

воздействия

 

в

 

схеме

 

предложены

 

алгоритмы

 

моделирования

 

сце

-

нариев

 

и

 

решена

 

задача

 

оптимизации

 

технического

 

воздействия

 

с

 

учетом

 

выбранной

 

стратегии

 

воздей

-

ствия

 

на

 

жизненный

 

цикл

 

основного

 

технологическо

-

го

 

оборудования

 (

далее

 — 

Стратегия

): 

обеспечение

 

максимальной

 

надежности

 

оборудования

обеспече

-

ние

 

максимальной

 

прибыли

 

или

 

минимизация

 

сто

-

имости

 

жизненного

 

цикла

 

оборудования

 [10]. 

Доку

-

мент

 

указывает

 

на

 

необходимость

 

выбора

 

стратегии

 

воздействия

 

на

 

жизненный

 

цикл

 

оборудования

но

 

не

 

поясняет

как

 

именно

 

это

 

воздействие

 

влияет

 

на

 

жизненный

 

цикл

Интересным

 

является

 

тот

 

факт

что

 

Методика

 [10] 

допускает

 

стратегии

отличные

 

от

 

обеспечения

 

мак

-

симальной

 

надежности

что

 

противоречит

 

Стратегии

 

развития

 

электросетевого

 

комплекса

 [11]. 

В

 

документе

 

раскрывается

 

единственный

 

критерий

 

оптимально

-

сти

 — 

максимум

 

надежности

 

энергоснабжения

 

потре

-

бителей

 

при

 

заданном

 

ресурсном

 

обеспечении

В

 

то

 

же

 

время

 

множественность

 

стратегий

 

соответствует

 

концепции

 

кастомизированного

 

кВт

·

ч

 [12], 

в

 

которой

 

переход

 

на

 

РОП

 

происходит

 

совместно

 

с

 

изменением

 

модели

 

взаимодействия

 

с

 

потребителем

большей

 

гиб

-

кости

 

сервисов

настройки

 

параметров

 

услуги

 

электро

-

снабжения

 

под

 

потребности

 

конкретного

 

потребителя

.

Обобщая

 

вышеизложенное

можно

 

отметить

что

 

в

 

обязательных

 

к

 

исполнению

 

нормативных

 

доку

-

ментах

 

последних

 

лет

 

практически

 

полностью

 

пре

-

образован

 

процесс

 

управления

 

активами

 

в

 

отрасли

:

– 

внедрены

 

универсальные

 

количественно

 

оцени

-

ваемые

 

виды

 

состояния

 — 

ИТС

 [3]; 

– 

определен

 

порядок

 

расчета

 

вероятности

 

отказа

 

обо

-

рудования

 

и

 

оценки

 

последствий

 

такого

 

отказа

 [13];

– 

регламентирован

 

процесс

 

принятия

 

решения

 

о

 

техническом

 

воздействии

 [10]. 

Изменения

 

уже

 

активно

 

внедряются

 

крупнейшими

 

электросетевыми

 

компаниями

Например

система

 

управления

 

производственными

 

активами

  (

СУПА

группы

 

компаний

 «

Россети

» 

внедрена

 

согласно

 

при

-

веденным

 

выше

 

нормативным

 

документам

.

ПОСТАНОВКА

 

ПРОБЛЕМЫ

 

ПЕРЕХОДА

 

НА

 

РОП

Любые

 

изменения

 

в

 

консервативной

 

отрасли

 

встре

-

чаются

 

с

 

барьерами

препятствующими

 

их

 

реали

-

зации

Переход

 

на

 

РОП

 

не

 

является

 

исключением

Среди

 

симптомов

 

проблемы

 

перехода

 

на

 

РОП

 

часто

 

приводят

 

следующие

 

наблюдения

 

и

 

умозаключения

:

– 

РОП

 

требует

 

повышения

 

наблюдаемости

 

активов

 

(

но

 

известно

 

крайне

 

мало

 

экономически

 

окупив

-

шихся

 

проектов

 

по

 

повышению

 

наблюдаемости

что

 

делает

 

практически

 

недостижимой

 

минимиза

-

цию

 

совокупной

 

стоимости

 

владения

 

активом

);

– 

несмотря

 

на

 

высокую

 

капиталоемкость

 

СУПА

на

-

рушается

 

принцип

 

однократности

 

ввода

 

данных

 

о

 

состоянии

 

оборудования

что

 

чаще

 

повышает

 

издержки

 

и

 

ошибки

 

эксплуатации

чем

 

снижает

 

их

;

– 

низкое

 

доверие

 

к

 

результатам

 

автоматического

 

ран

-

жирования

 

мероприятий

 

ТОиР

 

и

 

ТПиР

 

часто

 

ком

-

пенсируется

 

ручными

 «

экспертными

» 

правками

;

Рис

. 1. 

Схема

 

принятия

 

решения

 

о

 

виде

 

технического

 

воздействия

Оборудование

Блок

 

оптимизации

Параметры

 

технического

состояния

 

Блок

 

оценки

 

технического

 

состояния

Блок

прогнозирования

Блок

 

оценки

 

рисков

 

Блок

 

оценки

 

стоимости

 

владения

Ранжирование

 

оборудования

 

по

 

ИТС

 

Методика

 

оценки

 

технического

 

состояния

 

оборудования

 

Техническое

диагностирование

Моделирование

 

сценариев

оптимизация

 

ТОиР

ТПиР

Доходы

 

(

электроэнергия

,

мощность

тепло

)

 1 (76) 2023


background image

94

ДИАГНОСТИКА

И МОНИТОРИНГ

– «

денег

 

не

 

хватает

»: 

плановые

 

затраты

 

на

 

ТОиР

 

обычно

 

многократно

 

выше

 

лимитов

 

средств

 

на

 

их

 

проведение

;

– 

действующая

 

нормативная

 

база

 

противоречива

устарела

не

 

позволяет

 

переходить

 

на

 

РОП

 

и

 

т

.

д

.

Для

 

формулирования

 

проблемы

лимитирующей

 

скорость

 

перехода

 

на

 

РОП

обратимся

 

к

 

распределе

-

нию

 

расходов

 

рабочего

 

времени

 

и

 

сметных

 

средств

 

на

 

ТОиР

 

и

 

ТПиР

 

ВЛ

Представленная

 

на

 

рисунке

 2 

информация

 

была

 

получена

 

в

 

ходе

 

опроса

 

занятых

 

эксплуатацией

 

ВЛ

 

руководителей

 

нижнего

 

и

 

средне

-

го

 

звена

 

из

 

группы

 

компаний

  «

Россети

» 

в

 

рамках

 

образовательной

 

программы

 

для

  «

Лидеров

 

энерге

-

тики

» 

в

 

Сколковском

 

институте

 

науки

 

и

 

технологий

 

в

 

апреле

 2022 

года

.

В

 

верхней

 

строке

 

рисунка

 2 

представлено

 

распре

-

деление

 

сметных

 

расходов

ТПиР

 

в

 

среднем

 

выше

 

ТОиР

 

в

 5 

раз

 

и

 

выполняется

 

часто

 

сторонними

 

ком

-

паниями

В

 

нижней

 

строке

 

представлено

 

распреде

-

ление

 

затрат

 

рабочего

 

времени

 

персонала

 

службы

 

линий

АВР

 

занимают

 15% 

сметной

 

стоимости

 

и

 17% 

рабочего

 

времени

 

персонала

Проводимые

 

при

 

этом

 

внеочередные

 

осмотры

 

включены

 

в

 

эту

 

же

 

категорию

.

Источником

 

большей

 

части

 

информации

 

о

 

теку

-

щем

 

состоянии

 

ВЛ

 

является

 

визуальное

 

наблюдение

 

во

 

время

 

ежегодных

 

пеших

 

осмотров

а

 

также

 

выбо

-

рочных

 

подъемов

 

на

 

высоту

 

опоры

 

с

 

фиксацией

 

де

-

фектов

 

в

 

листы

 

осмотров

Диагностирование

 

состо

-

яния

 

оборудования

 

этими

 

методами

 

занимает

 22% 

сметной

 

стоимости

 

и

 35% 

рабочего

 

времени

 

персона

-

ла

 (

включено

 

в

 

категорию

 

ТО

 

и

 

преобладает

 

в

 

ней

). 

Прочие

 15% 

рабочего

 

времени

 

персонала

 

часто

 

также

 

связаны

 

с

 

мероприятиями

 

по

 

диагностиро

-

ванию

  (

фиксация

 

данных

 

листов

 

осмотров

 

в

 

журналы

повторная

 

фиксация

 

тех

 

же

 

данных

 

в

 

СУПА

 

и

 

т

.

д

.). 

Таким

 

образом

около

 

чет

-

верти

 

сметной

 

стоимости

 

ТОиР

 

и

 

около

 

половины

 

рабочего

 

време

-

ни

 

персонала

 

службы

 

линий

 

сети

 

тратят

 

на

 

диагностирование

 

со

-

стояния

 

оборудования

 

и

 

не

 

тратят

 

непосредственно

 

на

 

техническое

 

воздействие

В

 

большинстве

 

компаний

 

понесенных

 

затрат

 

на

 

диагностирование

 

недостаточно

чтобы

 

покрыть

 

требования

 

действующих

 

нормативных

 

документов

В

 

некоторых

 

случаях

 

для

 

обеспечения

 

регламентиро

-

ванной

 

наблюдаемости

 (

актуализация

 

ИТС

 

всех

 

еди

-

ниц

 

оборудования

 

минимум

 

раз

 

в

 

год

необходимо

 

повысить

 

затраты

 

на

 

диагностирование

 

многократно

.

Фактически

 

сетевые

 

компании

 

уже

 

проводят

 

и

 

диа

-

гностические

 

мероприятия

 

и

 

последующие

 

технические

 

воздействия

руководствуясь

 

принципом

 

РОП

но

 

оце

-

нивают

 

риски

 

и

 

принимают

 

решение

что

 

диагностиро

-

вать

 

и

 

что

 

ремонтировать

субъективно

 

исполнители

 

на

 

местах

И

 

ожидаемый

 

переход

 

на

 

РОП

 

лишь

 

добавит

 

объективности

 

и

 

прозрачности

 

в

 

этот

 

процесс

Строго

 

говоря

реализуемый

 

переход

 

на

 

РОП

 

в

 

отрасли

 

пра

-

вильнее

 

называть

 

повышением

 

объективности

 

РОП

.

Стоит

 

признать

что

 

текущее

 

распределение

 

ре

-

сурсов

 

на

 

ТОиР

 

является

 

близким

 

к

 

оптимальному

 

при

 

текущем

 

уровне

 

лимитов

так

 

как

 

оно

 

подбира

-

лось

 («

вытачивалось

») 

годами

При

 

сохранении

 

ли

-

митов

 

любое

 

изменение

 

распределения

 

принесет

 

негативные

 

последствия

Текущее

 

распределение

 

ресурсов

 

позволяет

 

обеспечить

 

приемлемый

 

уро

-

вень

 

информированности

 

о

 

техническом

 

состоянии

 

активов

 

для

 

принятия

 

экспертного

 

интуитивного

 

ре

-

шения

 

о

 

техническом

 

воздействии

В

 

этом

 

заключа

-

ется

 

ключевое

 

свойство

 

текущей

 

диагностики

  (

под

 

диагностикой

 

понимается

 

подход

 

к

 

диагностирова

-

нию

) — 

для

 

принятия

 

субъективного

 

решения

 

о

 

ре

-

монте

 

или

 

ТПиР

 

достаточно

 

фрагментированных

 

неполных

 

данных

 

о

 

техническом

 

состоянии

 

активов

Описанное

 

выше

 

свойство

 

текущей

 

диагностики

 

перестает

 

быть

 

приемлемым

 

при

 

автомати

-

зированном

 

регламентированном

 

расчете

 

сценариев

 

воздействия

 

посредством

 

современной

 

СУПА

так

 

как

 

снижает

 

доверие

 

к

 

резуль

-

тату

 

оптимизации

 

ТОиР

 

и

 

ТПиР

.

Напрашивающимся

 

решени

-

ем

 

является

 

увеличение

 

затрат

 

на

 

диагностирование

 

при

 

сохра

-

нении

 

подхода

Тогда

 

качество

 

диагностирования

 

повысится

следом

 

повысится

 

качество

 

пла

-

нирования

 

ТОиР

 

и

 

ТПиР

 — 

эф

-

фективность

 

управления

 

активом

Вместе

 

с

 

тем

 

затраты

 

на

 

диагно

-

Рис

. 2. 

Распределение

 

фактических

 

затрат

 

ресурсов

 

на

 

ТОиР

 

и

 

ТПиР

 (

ТО

 — 

техническое

 

обслуживание

АВР

 — 

аварийно

-

восстановительные

 

работы

)

ТОиР

Капремонты

Капремонты

АВР

АВР

Прочее

ТО

ТО

ТПиР

ТОиР

 

× 

5

22%

35%

15%

17%

15%

63%

33%

Рис

. 3. 

Причины

 

технологических

 

нарушений

39%

Гроза

 — 25%

Загорание

 — 1%

Воздействие

 

сторонних

 

лиц

 — 13% 

32%

Птицы

 — 14%

Природные

 

воздействия

 — 11%

Деревья

 — 5%

Гололед

 — 2%

29%

Износ

 — 11%

Невыполнение

 

ТОиР

 — 9%

Изоляция

 — 3% 

Прочее

 — 6%


background image

95

стирование

 

будут

 

занимать

 

от

 

тре

-

ти

 

до

 80% 

ресурсов

 

на

 

ТОиР

что

 

неприемлемо

так

 

как

 

нарушается

 

оптимальность

 

распределения

 

затрат

 

на

 

ТОиР

 

при

 

сохранении

 

лимитов

В

 

итоге

 

потребуется

 

уве

-

личение

 

затрат

 

на

 

ТОиР

 

и

 

ТПиР

что

 

противоречит

 

текущей

 

цели

 

РОП

 — 

минимизации

 

совокупной

 

стоимости

 

владения

 

активом

.

Дополнительный

 

тезис

 — 

обес

-

печение

 

регламентированной

 

на

-

блюдаемости

 

не

 

обеспечивает

 

повышения

 

надежности

В

 

до

-

казательство

 

тезиса

 

авторы

 

на

-

стоящей

 

статьи

 

сопоставили

 

типы

 

дефектов

 

в

 

номенклатуре

согласно

 [10], c 

официальной

 

статистикой

 

технологических

 

нарушений

 (

ТН

ВЛ

используя

 

материалы

 

расследования

 

причин

 

ТН

 

в

 

сетях

 

Свердловэнерго

 

и

 

МЭС

 

Востока

Для

 

по

-

лучения

 

распределения

 

ТН

 

на

 

ВЛ

 

по

 

причинам

 

(

рисунок

 3) 

брались

 

официальные

 

данные

 

по

 

15 

ДЗО

 

Россети

размещенные

 

на

 

сайтах

 

органи

-

заций

.

Под

 

типом

 

дефекта

 

понимается

 

значение

 

па

-

раметра

 

функционального

 

узла

свойственное

 

для

 0–3 

баллов

 

шкалы

 

отклонения

 

фактических

 

значений

 

параметров

 

от

 

предельно

 

допустимых

 

значений

Например

из

 

строки

 74 

таблицы

 

прило

-

жения

 2 [10] 

взяты

 

два

 

типа

 

дефекта

нестойкое

 

удаляемое

 

загрязнение

 

фарфоровой

/

стеклянной

 

изоляции

 (

сумма

 6, 7 

и

 13 

граф

 

таблицы

 — 

при

-

своен

 

балл

 3) 

и

 

стойкое

 

загрязнение

 

фарфоро

-

вой

/

стеклянной

 

изоляции

  (

сумма

 6, 7 

и

 11 

граф

 

таблицы

 — 

присвоен

 

балл

 1). 

В

 

результате

 

из

-

влечения

 

дефектов

 

из

 

таблицы

 

таким

 

образом

 

получено

 242 

типа

 

дефекта

свойственных

 

ВЛ

и

 

добавлен

 

еще

 

один

 

дефект

 — 

гололедно

-

из

-

морозевые

 

отложения

  (

ГИО

). 

Из

 243 

дефектов

 

были

 

исключены

 

неспособные

 

вызвать

 

ТН

 

типы

 

дефектов

Оставшиеся

 104 

типа

 

дефекта

 (42%) 

были

 

классифицированы

 

по

 

времени

 

развития

 

(

таблица

 1) 

методом

 

экспертных

 

оценок

 

автора

-

ми

 — 

сотрудниками

 

электросете

-

вых

 

компаний

Кроме

 

того

были

 

сопоставлены

 

причины

 

ТН

 

с

 

каж

-

дым

 

из

 

дефектов

 (

рисунок

 4).

С

 9% 

типами

 

дефектов

 

связа

-

ны

 32% 

ТН

а

 58% 

типов

 

дефектов

 

не

 

вызывают

 

ТН

 

непосредствен

-

но

. 39% 

ТН

 

вызваны

 

непредска

-

зуемыми

 

внешними

 

воздействия

-

ми

 

и

 

не

 

могут

 

быть

 

предсказаны

Такое

 

распределение

 

дефектов

 

делает

 

малоинформативными

 

ежегодные

 

пешие

 

осмотры

 

и

 

вы

-

борочные

 

осмотры

 

с

 

подъемом

 

на

 

опору

поскольку

 

некоторые

 

дефекты

 

требуют

 

более

 

частого

 

наблюдения

а

 

другие

 

допускают

 

более

 

редкие

 

проверки

Ежегод

-

ная

 

актуализация

 

ИТС

 

в

 

полном

 

Табл

. 1. 

Классификация

 

дефектов

Балльная

 

оценка

согласно

 

приложению

 2 

Методики

Время

 

от

 

начала

 

развития

 

дефекта

 

до

 

достижения

параметра

 

функционального

 

узла

 

значения

соответствующего

 

типу

 

дефекта

до

 3 

месяцев

 

(

быстро

 

развивающиеся

)

3–36 

месяцев

 

(

средняя

 

скорость

 

развития

)

более

 36 

месяцев

 

(

медленно

 

развивающиеся

)

0

1%

5%

3%

1

2%

2%

8%

2

4%

4%

8%

3

2%

1%

2%

Не

 

приводящие

 

к

 

ТН

 58% 

типов

 

дефектов

Рис

. 4. 

Связь

 

между

 

дефектами

 

и

 

вызванными

 

ими

 

ТН

объеме

 

позволяет

 

управлять

 

лишь

 

менее

 29% 

ТН

Если

 

службы

 

линий

 

начнут

 

выполнять

 

диагностиче

-

ские

 

мероприятия

 

в

 

полном

 

объеме

 

согласно

 

ТИ

 35–

800 

кВ

поток

 

отказов

 

уменьшится

 

незначительно

что

 

не

 

приведет

 

к

 

желаемому

 

снижению

 

затрат

 

на

 

АВР

.

Наиболее

 

значимые

 

дефекты

 

могут

 

быть

 

диагно

-

стированы

 

в

 

режиме

 

реального

 

времени

 

или

 

даже

 

предсказаны

 

с

 

помощью

 

современных

 

автоматизи

-

рованных

 

систем

 

мониторинга

 

и

 

технического

 

диа

-

гностирования

 (

АСМД

), 

но

 

их

 

применение

 

для

 

ВЛ

 

не

 

распространено

Локальное

 

внедрение

 

отдельных

 

АСМД

 

существенно

 

не

 

меняет

 

бизнес

-

процессы

 

в

 

се

-

тевых

 

компаниях

Новые

 

датчики

 

на

 

линиях

 

и

 

дроны

 

являются

 

лишь

 

дополнительными

 

источниками

 

дан

-

ных

сохраняя

 

при

 

этом

 

потребность

 

в

 

периодических

 

осмотрах

 

персоналом

Поэтому

 

новые

 

технологии

 

зачастую

 

имеют

 

незначительный

 

экономический

 

эф

-

фект

а

 

потребность

 

в

 

электроснабжении

 

и

 

связи

 

де

-

лает

 

их

 

эксплуатацию

 

дорогостоящей

Другими

 

сло

-

вами

удаленное

 

диагностирование

дополняющее

 

обязательные

 

диагностические

 

мероприятия

может

 

повысить

 

надежность

но

 

также

как

 

и

 

обеспечение

 

регламентированной

 

наблюдаемости

противоречит

 

текущей

 

цели

 

РОП

 — 

минимизации

 

совокупной

 

сто

-

имости

 

владения

 

активом

.

Диагностику

 

как

 

подход

 

к

 

диагностированию

 

можно

 

назвать

 

средством

 

для

 

управления

 

активом

Проблема

 

перехода

 

на

 

РОП

 

заключается

 

в

 

том

что

 

Непредсказуемое

 

внешнее

 

воздействие

Быстро

 

развивающиеся

 

9%

Средняя

 

скорость

 

развития

 

12%

Медленно

 

развивающиеся

21%

Не

 

приводящие

 

к

 

ТН

 

58%

32%

29%

39%

ТН

Дефек

ты

 1 (76) 2023


background image

96

выполняемое

 

в

 

полном

 

объеме

 

диагностирование

 

состояния

 

оборудования

 

как

 

одно

 

из

 

средств

 

управ

-

ления

 

активом

 

противоречит

 

текущей

 

декларируе

-

мой

 

цели

 

РОП

 — 

минимизации

 

совокупной

 

стоимо

-

сти

 

владения

 

активом

.

Обращаем

 

внимание

что

 

представленная

 

про

-

блема

 

является

  «

узким

 

горлышком

» — 

лимити

-

рует

 

переход

 

на

 

РОП

 

конкретно

 

в

 

данный

 

момент

В

 

будущем

вероятно

появится

 

новое

 

узкое

 

гор

-

лышко

а

 

озвученная

 

проблема

 

перестанет

 

быть

 

лимитирующей

Например

в

 

случае

 

перехода

 

на

 

кастомизированные

 

услуги

 

электроснабжения

 [12] 

эффекты

 

от

 

РОП

 

расширятся

а

 

цель

 

РОП

 

заме

-

нится

 

на

 

повышение

 

доходов

 

компаний

Следова

-

тельно

противоречие

 

средства

 

цели

 

самоустра

-

нятся

Но

согласно

 

принципу

 

теории

 

ограничений

 

системы

 [14], 

озвученная

 

проблема

 

требует

 

реше

-

ния

 

в

 

первую

 

очередь

 

уже

 

сегодня

так

 

как

 

она

 

ли

-

митирует

 

переход

 

на

 

РОП

 

сегодня

И

 

если

 

пробле

-

ма

 

не

 

будет

 

решена

то

 

и

 

переход

 

на

 

РОП

 

может

 

не

 

состояться

.

Ниже

 

представлен

 

способ

 

решения

 

проблемы

.

ПРЕДЛАГАЕМОЕ

 

РЕШЕНИЕ

 

ПРОБЛЕМЫ

 — 

СЦЕНАРНАЯ

 

ДИАГНОСТИКА

Диагностирование

 

начинает

 

цикл

 

планирования

 

ТОиР

 

и

 

ТПиР

тактирует

 

процесс

После

 

диагно

-

стирования

 

реализуется

 

техническое

 

воздействие

Техническое

 

воздействие

 

в

 

рамках

 

РОП

 

подлежит

 

оптимизации

 

с

 

учетом

 

рисков

Но

 

диагностирование

 

согласно

 

текущей

 

нормативной

 

документации

 [10] 

не

 

оптимизируется

а

 

выполняется

 

в

 

полном

 

объеме

что

 

при

 

сохранении

 

лимитов

 

нарушает

 

оптималь

-

ность

 

распределения

 

затрат

 

на

 

ТОиР

Поэтому

 

на

 

деле

 

диагностирование

 

часто

 

выполняется

 

не

 

в

 

пол

-

ном

 

объеме

Последнее

 

при

 

переходе

 

на

 

РОП

 

сни

-

жает

 

доверие

 

к

 

рекомендациям

 

СУПА

 

о

 

технических

 

воздействиях

 

и

 

тормозит

 

переход

.

Решением

 

является

 

сценарная

 

диагностика

 — 

подход

 

к

 

диагностированию

 

состояния

 

активов

при

 

котором

 

выбор

 

средства

частоты

 

и

 

объема

 

диагно

-

стирования

 (

в

 

сумме

 — 

выбор

 

сценария

 

диагности

-

рования

производится

 

на

 

основании

 

фактических

 

и

 

прогнозных

 

значений

 

ИТС

оценок

 

уровней

 

техни

-

ческого

 

риска

 

и

 

выбранной

 

стратегии

.

Оценка

 

рисков

.

 

Риск

 

часто

 

выражается

 

через

 

его

 

источники

потенциальные

 

события

их

 

вероятность

 

и

 

последствия

 [15]. 

Источником

 

риска

 

является

 

де

-

фект

 

или

 

непосредственно

 

внешнее

 

воздействие

 

(

например

вандальные

 

действия

 

третьих

 

лиц

), 

а

 

со

-

бытием

 

является

 

ТН

 

ВЛ

Для

 

оценки

 

риска

 

любого

 

ТН

 (

= 1…

N

ТН

на

 

сегменте

 

ВЛ

 

предлагается

 

пользо

-

ваться

 

выражением

:

 

Риск

 = 

 

B

ijk 

П

k

, (1)

где

 

П

k

 — 

значимость

 

последствия

 

k

-

го

 

ТН

  (

ущерб

), 

руб

.; 

 

описывает

 

вероятность

 

k

-

го

 

ТН

 

на

 

всех

 

N

Е

 

элементах

 

рассматриваемого

 

сегмента

 

ВЛ

 

в

 

результате

 

всех

 

возможных

 

дефектов

 

в

 

количестве

 

N

D

B

ijk

 — 

тензор

 

вероятностей

элементы

 

которого

 

описывают

 

вероятность

 

развитие

 

k

-

го

 

технического

 

нарушения

 

на

 

i

-

м

 

элементе

 

в

 

результате

 

наличия

 

j

-

го

 

дефекта

:

 

B

ijk

 = 

B

ij

 

 

Bj

k

,  

(2)

где

 

B

ij

 — 

вероятность

 

наличия

 

j

-

го

 

дефекта

 

на

 

i

-

м

 

элементе

 

ВЛ

о

.

е

.; 

Bj

k

 — 

вероятность

 

развития

 

k

-

го

 

технического

 

нарушения

 

вследствие

 

наличия

 

j

-

го

 

де

-

фекта

о

.

е

.

При

 

расчете

 

П

k

 

необходимо

 

использовать

 

ме

-

тодику

 ([13], 

раздел

 3). 

Для

 

оценки

 

B

ij

 

необходимо

 

учитывать

 

специфические

 

особенности

 

условий

 

эксплуатации

которые

 

не

 

нашли

 

место

 

в

 

методи

-

ческих

 

указаниях

 [13], 

но

 

напрямую

 

влияют

 

на

 

ве

-

роятность

 

возникновения

 

ТН

Особенности

 

могут

 

снижать

 

до

 

нуля

 

вероятность

 

появления

 

дефек

-

та

Такими

 

особенностями

свойственными

 

сег

-

менту

 

ВЛ

являются

 

интенсивность

 

гроз

частота

 

актов

 

вандализма

 

в

 

регионе

районы

 

по

 

степени

 

загрязнения

 

атмосферы

гололеду

 

и

 

ветру

 

и

 

т

.

д

Количественно

 

B

ij

 

может

 

быть

 

принята

 

с

 

учетом

 

ретроспективы

 

распределения

 

ТН

 

сегмента

 

ВЛ

 

по

 

причинам

а

 

также

 

с

 

учетом

 

опыта

 

эксплуатации

 

элементов

 

ВЛ

 

с

 

тем

 

же

 

ИТС

 

в

 

схожих

 

условиях

Учитывая

что

 

предложенная

 

выше

 

классификация

 

типов

 

дефектов

 

использует

 

четкую

 

шкалу

 

оцен

-

ки

 

отклонения

 

фактических

 

значений

 

параметров

 

от

 

предельно

 

допустимых

 

значений

Bj

могут

 

быть

 

приняты

 

условно

 

постоянными

 

и

 

получе

-

ны

 

экспертно

 

на

 

основе

 

расследования

 

большого

 

объема

 

ТН

.

ДИАГНОСТИКА

И МОНИТОРИНГ

Табл

. 2. 

Примеры

 

сочетаний

 

средства

 

диагностирования

 

и

 

частоты

 

его

 

применения

 

для

 

ВЛ

Средство

 

диагностирования

Частота

Сфера

 

применения

Стационарная

 

сен

-

сорика

от

 real-time 

до

 

измерения

 

по

 

событию

 

или

 

запросу

Мониторинг

 

быстро

 

развивающихся

 

дефектов

 

в

 

реальном

 

времени

сбор

 

ретроспективных

 

данных

 

или

 

сигнализация

 

об

 

опасном

 

событии

Беспилотные

 

лета

-

тельные

 

аппараты

 

(

БПЛА

самолетного

 

типа

 

и

 

вертолеты

раз

 

в

 

год

года

, 3 

года

Периодические

 

осмотры

 

протяженных

 

участков

 

ВЛ

 

с

 

ограниченным

 

количеством

 

наблюдаемых

 

дефектов

особенно

 

в

 

труднодоступной

 

местности

Квадрокоптеры

раз

 

в

 6 

лет

 

выборочно

Верховые

 

осмотры

Портативные

 

устрой

-

ства

во

 

время

 

визуальных

 

осмотров

Повышение

 

качества

 

диагностирования

в

 

том

 

числе

 

визуально

 

не

-

различимых

 

дефектов

Визуальное

 

наблюде

-

ние

 

в

 

точке

 

контроля

раз

 

в

 

год

, 2 

года

, 5 

лет

или

 

по

 

событию

Комплексная

 

диагностика

 

неразличимых

 

другими

 

средствами

 

дефек

-

тов

 

для

 

прогноза

 

аварийности

 

ВЛ

 


background image

97

Разработка

 

сценариев

 

диагностирования

.

 

При

 

обслуживании

 

сегмента

 

ВЛ

 

по

 

отказу

 

тензор

 

вероят

-

ностей

 

и

 

риск

 

приобретают

 

максимальное

 

значение

 

B

0

ijk

 

и

 

Риск

0

 

соответственно

Целью

 

реализации

 

сце

-

нария

 

диагностики

 

является

 

снижение

 

риска

 (1) 

за

 

счет

 

снижения

 

Bj

k

а

 

в

 

редких

 

случаях

 

и

 

П

k

При

-

мером

 

сокращения

 

П

k

 

является

 

сокращение

 

про

-

должительности

 

поиска

 

места

 

повреждения

 

и

 

свя

-

занных

 

с

 

этим

 

затрат

 

при

 

использовании

 

системы

 

грозопеленгации

которая

 

однозначно

 

устанавли

-

вает

 

связь

 

между

 

ТН

 

и

 

грозой

 

и

 

точно

 

выявляет

 

локацию

Выбранный

 

способ

 

диагностирования

 — 

сочета

-

ние

 

средства

 

диагностирования

 

и

 

частоты

 

его

 

при

-

менения

 — 

во

 

многом

 

определяет

 

эффективность

 

сценария

Обозначим

 

через

 

S

 

матрицу

описываю

-

щую

 

сценарий

 

диагностирования

Элементы

 

ма

-

трицы

 

s

ij

 

содержат

 

информацию

 

о

 

том

какой

 

способ

 

диагностирования

 

применяется

 

для

 

обнаружения

 

j

-

го

 

дефекта

 

на

 

i

-

м

 

элементе

 

ВЛ

s

ij

 

принимает

 

це

-

лые

 

значения

соответствующие

 

выбору

 

способа

 

диагностирования

 

из

 

заранее

 

определенного

 

спи

-

ска

 (

таб

 

лица

 2).

Такие

 

технологические

 

особенности

 

примене

-

ния

 

способов

 

диагностирования

 

как

 

возможность

 

использования

 

результатов

 

измерения

 

на

 

одном

 

элементе

 

ВЛ

 

для

 

оценки

 

рисков

 

на

 

других

возмож

-

ность

 

использования

 

полета

 

БПЛА

 

для

 

контроля

 

широкого

 

спектра

 

дефектов

 

не

 

только

 

в

 

одной

 

ло

-

кации

но

 

на

 

всем

 

сегменте

 

ВЛ

 

без

 

существенного

 

увеличения

 

стоимости

желательное

 

соответствие

 

частоты

 

применения

 

средства

 

диагностирования

 

и

 

времени

 

развития

 

дефекта

редуцируют

 

коли

-

чество

 

возможных

 

сценариев

 

диагностирования

 

в

 

проработке

.

Стоит

 

добавить

что

 

фиксируемый

 

параметр

 

функционального

 

узла

 

и

 

частота

 

его

 

актуализации

 

могут

 

быть

 

изменены

 

в

 

зависимости

 

от

 

выбран

-

ного

 

средства

 

диагностирования

Поэтому

 

задача

 

оптимизации

 

диагностики

 

является

 

многокритери

-

альной

 

и

 

может

 

иметь

 

несколько

 

приемлемых

 

ре

-

шений

 — 

несколько

 

приемлемых

 

сценариев

 

диа

-

гностирования

.

Выражения

 (1) 

и

 (2) 

имеют

 

общий

 

вид

 

и

 

могут

 

быть

 

детализированы

 

под

 

специфику

 

примене

-

ния

Примеры

 

обоснования

 

эффективности

 

кон

-

кретных

 

диагностических

 

мероприятий

 

приведены

 

в

 [16, 17].

Оптимизация

 

диагностирования

 

может

 

прово

-

диться

 

обособленно

оптимизации

 

подлежат

 

только

 

диагностические

 

мероприятия

 

в

 

пределах

 

заранее

 

определенных

 

годовых

 

лимитов

 

на

 

диагностирова

-

ние

 (

C

l

). 

Тогда

 

целевой

 

функцией

 

оптимизации

 

яв

-

ляется

 

максимизация

 

надежности

:

max

(

Риск

– 

Риск

*

),

 

N

Е

 

N

D

 

 

 

c

ij

(

s

ij

 

C

l

,

 (3)

 

i

=1 

j

=1

где

 

Риск

*

 — 

функционал

 

риска

 

при

 

реализации

 

сценария

 

диагностирования

 

s

ij

При

 

вычислении

 

Риск

*

 

элементы

 

B

ijk

 

умножены

 

на

 

ij

(

s

ij

) — 

функцию

снижающую

 

Bj

k

 

на

 

элементе

 

i

что

 

определяет

 

эффективность

 

выбранного

 

способа

 

диагности

-

рования

c

ij

(

s

ij

) — 

стоимость

 

реализации

 

сценария

 

диагностирования

 

j

-

го

 

дефекта

 

на

 

i

-

м

 

элементе

руб

.

Эффект

 

от

 

диагностических

 

мероприятий

 

(

Риск

0

 – 

Риск

*

достижим

 

в

 

случае

если

 

результат

 

диагностирования

 

отразился

 

на

 

решении

 

о

 

техниче

-

ском

 

воздействии

.

Оптимизация

 

диагностирования

 

может

 

прово

-

диться

 

совместно

 

с

 

оптимизацией

 

технических

 

воздействий

что

 

имеет

 

значительно

 

большую

 

цен

-

ность

так

 

как

 

позволяет

 

подбирать

 

распределе

-

ние

 

затрат

 

на

 

диагностирование

 

и

 

на

 

технические

 

воздействия

 

наиболее

 

оптимальным

 

способом

В

 

данном

 

случае

 

речь

 

идет

 

о

 

полной

 

оптимиза

-

 1 (76) 2023


background image

98

ции

 

ТОиР

 

и

 

ТПиР

а

 

не

 

их

 

отдельных

 

элементов

Если

 

стратегией

 

является

 

максимизация

 

надеж

-

ности

:

max

(

Риск

– 

Риск

*

),

 

N

Е

 

N

N

E

 

 

 

c

ij

(

s

ij

) + 

 

b

i

(

r

i

 

B

l

 + 

C

l

 (4)

 

i

=1 

j

=1 

i

=1

где

 

r

i

 — 

принимает

 

целые

 

значения

соответствую

-

щие

 

выбору

 

определенного

 

вида

 

технического

 

воз

-

действия

 

на

 

i

-

й

 

элемент

b

i

(

r

i

) — 

стоимость

 

сце

-

нария

 

технического

 

воздействия

 

на

 

сегмент

 

ВЛ

руб

.; 

B

l

 — 

лимиты

 

на

 

плановые

 

ремонты

реконструкции

 

и

 

прочие

 

плановые

 

работы

руб

.

Затраты

 

на

 

АВР

 

не

 

включены

 

в

 

уравнение

 (4), 

так

 

как

 

являются

 

частью

 

П

k

 

и

 

результатом

 

выбора

 

сцена

-

риев

 

диагностирования

 

и

 

воздействия

 

на

 

предыду

-

щих

 

этапах

являются

 

вынужденными

а

 

не

 

плановы

-

ми

 

затратами

.

Другой

 

возможной

 

стратегией

 

является

 

миними

-

зация

 

стоимости

 

жизненного

 

цикла

 (

min 

LCC). 

Ниже

 

предложено

 

упрощенное

 

уравнение

 

стоимости

 

жиз

-

ненного

 

цикла

 

ВЛ

 

без

 

дисконтирования

:

 LCC 

A

 + 

N

l

=1

(

B

l

 + 

C

l

 + 

D

l

) + 

E

 – 

F

, (5)

где

 

A

 — 

затраты

 

на

 

приобретение

 

элементов

 

ВЛ

их

 

доставку

складирование

строительство

 

ВЛ

 

и

 

ввод

 

в

 

эксплуатацию

руб

.; 

N

l

=1

(

B

l

 + 

C

l

 + 

D

l

) — 

сумма

 

за

-

трат

 

на

 

плановые

 

ремонты

реконструкции

 

и

 

прочие

 

плановые

 

работы

диагностирование

 

состояния

 

ВЛ

а

 

также

 

АВР

 

в

 

течение

 

N

 

лет

 

в

 

эксплуатации

руб

.; 

E

 — 

затраты

 

на

 

утилизацию

руб

.; 

F

 — 

остаточная

 

стоимость

 

после

 

утилизации

руб

.

Минимизация

 

стоимости

 

жизненного

 

цикла

 

оборудования

 

может

 

быть

 

достигнута

 

как

 

за

 

счет

 

минимизации

 

затрат

 

на

 

владение

 

ВЛ

 

в

 

период

 

между

 

вводом

 

в

 

эксплуатацию

 

и

 

утилизацией

так

 

и

 

за

 

счет

 

увеличения

 

срока

 

эксплуатации

 

ВЛ

что

 

снижает

 

значимость

 

капитальных

 

затрат

 

в

 LCC. 

Затраты

 

c

ij

(

s

ij

и

 

b

i

(

r

i

поддерживают

 

уровень

 

рис

-

ка

 

выше

 

приемлемого

 

для

 

владельца

 

сети

что

 

позволяет

 

увеличить

 

срок

 

эксплуатации

 

и

как

 

следствие

снизить

 

годовую

 

стоимость

 

владения

 

ВЛ

 (LCC/

N

).

При

 

выборе

 

стратегии

 

максимизации

 

прибыли

 

учитывается

 

доход

 

от

 

электроснабжения

 

потреби

-

теля

 

и

 

затраты

 

на

 

приобретение

 

электроэнергии

 

(

ЭЭ

):

 

max

(

Ц

вых

 

 

W

вых

 – 

Ц

вх

 

 

W

вх

 – LCC/

N

), (6)

где

 

Ц

вых

 – 

Ц

вх

 — 

котловой

 

тариф

 

на

 

ЭЭ

связанный

 

с

 

передачей

 

ЭЭ

 

по

 

сетям

 

владельца

 

ВЛ

руб

./

кВт

·

ч

W

вх

W

вых

 — 

количество

 

ЭЭ

 

на

 

входе

 

и

 

выходе

 

ВЛ

кВт

·

ч

/

год

Выбранные

 

сценарии

 

диагностирования

 

и

 

воз

-

действия

 

влияют

 

на

 

все

 

переменные

 

уравнения

 (6), 

кроме

 

тарифов

.

Схема

 

управления

 

активом

основанная

 

на

 

сце

-

нарной

 

диагностике

представлена

 

на

 

рисунке

 5.

Отличием

 

предложенной

 

схемы

 

от

 

схемы

 

ри

-

сунка

 1 

является

 

то

что

 

новый

 

цикл

 

планирования

 

ТОиР

 

и

 

ТПиР

 

начинается

 

с

 

оценки

 

технического

 

со

-

стояния

 

оборудования

которая

 

происходит

 

на

 

ос

-

нове

 

частично

 

актуализированных

 

параметров

 

тех

-

нического

 

состояния

 

оборудования

Оценка

 

рисков

 

производится

 

согласно

 

выражениям

 (1–2) 

и

 [13], 

учитывая

 

весовой

 

коэффициент

 

функционального

 

узла

 

и

 

групп

 

параметров

 

его

 

технического

 

состоя

-

ния

текущий

 

и

 

прогнозный

 

ИТС

 

функционального

 

узла

последствия

 

возможного

 

отказа

 

функцио

-

нального

 

узла

а

 

также

 

специфические

 

особенно

-

сти

 

условий

 

эксплуатации

Далее

 

разрабатываются

 

сценарии

 

технических

 

воздействий

 (

процесс

 

пред

-

ставлен

 

блоком

 

оценки

 

стоимости

 

владения

 

на

 

ри

-

ДИАГНОСТИКА

И МОНИТОРИНГ

Рис

. 5. 

Схема

 

управления

 

активом

 (

синим

 

выделены

 

блоки

функционально

 

представленные

 

в

 

схеме

 

принятия

 

реше

-

ния

 

о

 

виде

 

технического

 

воздействия

 

рисунка

 1; 

зеленым

 — 

новые

 

предложенные

 

блоки

)

Базы

 

данных

Программа

 

ТО

Планирование

 

ТОиР

 

и

 

ТПиР

Техническое

 

диагностирование

Моделирование

Планирование

 

ТОРиР

 

и

 

ТПиР

Ретроспективные

 

данные

 

по

 

оборудованию

 

(

ИТС

,

 

отказы

условия

 

эксплуатации

 

и

 

т

.

д

.)

Технический

 

справочник

 

(

средства

 

диагностирования

,

 

удельные

 

ущербы

 

от

 

отказов

 

и

 

т

.

д

.)

Потенциальные

 

доходы

 

(

электроэнергия

мощность

тепло

 

и

 

т

.

д

.)

Выбор

 

стратегии

 

воздействия

 

на

 

жизненный

 

цикл

 

основного

 

технологического

 

оборудования

Актуализация

 

параметров

 

технического

 

состояния

Оптимизация

 

технических

 

воздействий

Разработка

 

сценариев

 

технических

 

воздействий

 

Оценка

рисков

Оценка

технического

состояния

Прогнозирование

технического

состояния

Разработка

 

сценариев

 

диагностирования

Оптимизация

 

диагностирования


background image

99

сунке

 1) 

и

 

сценарии

 

диагностирования

После

 

раз

-

работки

 

сценариев

 

решаются

 

задачи

 

оптимизации

 

диагностики

технических

 

воздействий

а

 

также

 

ТОиР

 

и

 

ТПиР

 

в

 

целом

 

с

 

учетом

 

выбранной

 

страте

-

гии

Завершая

 

описание

 

схемы

 

управления

 

акти

-

вом

 (

рисунок

 5), 

необходимо

 

добавить

что

 

цикл

 

за

-

мыкается

 

через

 

программу

 

ТО

включающую

 

в

 

себя

 

информацию

 

о

 

средствах

 

диагностирования

объ

-

емах

 

и

 

сроках

 

актуализации

 

ИТС

 

оборудования

 

на

 

следующем

 

цикле

.

В

 

качестве

 

примера

иллюстрирующего

 

выбор

 

сценария

 

диагностирования

 

при

 

выбранной

 

стра

-

тегии

 

максимизации

 

надежности

 

сети

 

и

 

заданном

 

лимите

 

на

 

диагностирование

были

 

разработаны

 

сценарии

 

диагностирования

 

сегмента

 

одноцепной

 

ВЛ

 110 

кВ

 

длиной

 1 

км

 (5 

ЖБ

 

опор

 

и

 5 

пролетов

без

 

грозотроса

  (

таблица

 3). 

Сегмент

 

принадлежит

 

ВЛ

 

с

 

потоком

 

отказов

 3,9 

отказов

 

на

 100 

км

ВЛ

 

осматри

-

вается

 

выборочно

 — 

примерно

 50% 

от

 

длины

 

в

 

год

На

 

основе

 

статистики

 

аварий

 

и

 

количества

 

эле

-

ментов

 

ВЛ

 

одного

 

типа

 

на

 

сегменте

 (3×5 

пролетов

 

проводов

 

и

 

элементов

 

подвесок

по

 5 

всех

 

осталь

-

ных

), 

а

 

также

 

используя

 

соотношение

 

между

 

дефек

-

тами

 

и

 

вызванными

 

ими

 

авариями

 

были

 

оценены

 

B

ijk

Полученные

 

B

ijk

 

использовались

 

для

 

задания

 

матрицы

 

значений

 

B

ij

 

и

 

вектора

 

Bj

k

который

 

со

-

ответствует

 

используемому

 

диагностическому

 

под

-

ходу

 

визуального

 

осмотра

 

сегмента

 

примерно

 

раз

 

в

 2 

года

.

Далее

 

были

 

заданы

 

оценки

 

изменения

 

Bj

k

 

для

 

каждого

 

дефекта

 

и

 

способа

 

диагностирования

Способы

 

диагностирования

 

подобраны

 

с

 

учетом

 

правой

 

графы

 

таблицы

 3. 

Оценены

 

приведенные

 

к

 

году

 

стоимость

 

владения

 

сенсорикой

а

 

также

 

облетов

 

БПЛА

 

и

 

визуальных

 

осмотров

Результа

-

ты

 

некоторых

 

сценариев

 

приведены

 

на

 

рисунке

 6. 

В

 

качестве

 

базового

 

сценария

 

принят

 

визуальный

 

осмотр

 

раз

 

в

 

год

 

и

 

выборочный

 

верховой

 

осмотр

 

со

-

гласно

 

ТИ

 35–800 

кВ

.

Рисунок

 6 

показывает

что

 

сценарии

 

с

 

приме

-

нением

 

стационарной

 

сенсорики

  (

в

 

нашем

 

случае

 

сенсоров

 

тяжения

 

подвески

наклона

 

опоры

 

и

 

тока

 

утечки

повышают

 

надежность

тогда

 

как

 

осталь

-

ные

 

сценарии

 

с

 

частотой

 

актуализации

 

ИТС

 

в

 

год

 

и

 

реже

 

имеют

 

разную

 

стоимость

но

 

близкие

 

к

 

нулю

 

значения

 

Риск

0

 – 

Риск

*

Сценарий

 

использования

 

сенсорики

квадрокоптеров

 

для

 

верхового

 

осмо

-

тра

БПЛА

 

раз

 

в

 

год

 

и

 

визуальных

 

осмотров

 

каж

-

дые

 3 

года

 

наилучшим

 

образом

 

удовлетворяет

 

стратегии

 

максимизации

 

надежности

  (

расположен

 

правее

 

остальных

). 

Рост

 

затрат

 

на

 

диагностирова

-

ние

 

стационарными

 

сенсорами

 

и

 

БПЛА

 

в

 

сценарии

 

компенсирован

 

снижением

 

частоты

 

визуальных

 

осмотров

Последнее

 

становится

 

возможным

 

так

 

как

 

цель

 

периодических

 

осмотров

 

персоналом

 

ме

-

няется

Если

 

раньше

 

целью

 

периодических

 

осмот

-

ров

 

персоналом

 

была

 

комплексная

 

диагностика

 

ВЛ

то

 

при

 

переходе

 

на

 

сценарную

 

диагностику

 

це

-

лью

 

становится

 

комплексная

 

диагностика

 

нераз

-

личимых

 

другими

 

средствами

 

диагностирования

 

дефектов

позволяющая

 

судить

 

об

 

изменении

 

по

-

Табл

. 3. 

Исходные

 

данные

 

примера

Причины

 

отказов

Отказов

 

в

 

год

 

на

 

сегмент

П

k

1

тыс

руб

.

Время

 

развития

 

самого

 

быстроразви

-

вающегося

дефекта

ведущего

 

к

 

отказу

ГИО

0,008

2600

менее

 

часа

ДКР

0,008

500

год

Загрязнение

 

изоляции

0,02

110

год

Природные

 

воздействия

0,004

700

менее

 

часа

Износ

0,004

600

лет

1

 

учитывается

 

только

 

стоимость

 

АВР

.

Рис

. 6. 

Результаты

 

разработки

 

сценариев

 

диагности

-

рования

Ст

оимость

 

сц

енария

тыс

ру

б

./

год

6

5

4

3

2

1

–2 0 2 4 6

 

Только

 

сенсоры

 

Только

 

БПЛА

 

раз

 

в

 

год

 

БПЛА

 

раз

 

в

 

год

 + 

визуальный

 

осмотр

 

каждые

 5 

лет

 

Визуальный

 

осмотр

 

каждые

 3 

года

 + 

БПЛА

 

раз

 

в

 

год

 + 

все

 

 

сенсоры

 + 

коптер

 

Базовый

 

сценарий

визуальный

 

осмотр

 

раз

 

в

 

год

 + 

верховой

 

Сенсоры

 + 

визуальный

 

осмотр

 

каждые

 5 

лет

Риск

0

 – 

Риск

*

тыс

руб

./

год

тока

 

отказов

 

ВЛ

 

в

 

среднесрочной

 

и

 

долгосрочной

 

перспективе

.

ОЖИДАЕМЫЕ

 

ЭФФЕКТЫ

 

ОТ

 

ПЕРЕХОДА

 

НА

 

СЦЕНАРНУЮ

 

ДИАГНОСТИКУ

Изменение

 

подхода

 

к

 

диагностированию

 

неизбежно

 

приведет

 

к

 

большей

 

гибкости

 

его

 

настройки

а

 

также

 

качественному

 

изменению

 

результатов

 

диагностики

 

для

 

сетевой

 

компании

:

 1 (76) 2023


background image

100

ДИАГНОСТИКА

И МОНИТОРИНГ

– 

повышению

 

объективности

 

значения

 

ИТС

 

как

 

следствия

 

уменьшения

 

роли

 

визуального

 

наблю

-

дения

;

– 

обеспечению

 

безопасности

 

для

 

персонала

 

как

 

следствию

 

минимизации

 

визуальных

 

наблюдений

 

в

 

сложных

 

погодных

 

условиях

 

и

 

труднодоступной

 

местности

;

– 

обеспечению

 

своевременности

 

получения

 

ин

-

формации

 

о

 

критических

 

быстроразвивающихся

 

дефектах

 

благодаря

 

стационарной

 

сенсорике

;

– 

повышению

 

качества

 

прогноза

 

ИТС

 

оборудова

-

ния

.

Дополнительным

 

эффектом

 

является

 

повыше

-

ние

 

гибкости

 

планирования

 

ТОиР

 

и

 

ТПиР

 

за

 

счет

 

из

-

менения

 

частоты

 

актуализации

 

ИТС

 

оборудования

которая

 

тактирует

 

принятие

 

решений

 

о

 

технических

 

воздействиях

 

на

 

актив

.

Важным

 

является

 

тот

 

факт

что

 

сценарная

 

диа

-

гностика

 

далеко

 

не

 

всегда

 

повышает

 

стоимость

 

диа

-

гностирования

 

ВЛ

В

 

масштабах

 

страны

 

экономия

 

на

 

снижении

 

частоты

 

периодических

 

осмотров

 

ВЛ

 35–

220 

кВ

 

персоналом

 

до

 

одного

 

осмотра

 

каждые

 

три

 

года

 

может

 

составлять

 

около

 0,5 

млрд

 

руб

./

год

Еще

 

более

 

существенным

 

ожидается

 

влияние

 

сценарной

 

диагностики

 

на

 

распределение

 

рабочего

 

времени

 

персонала

 — 

высвобождение

 

около

 

трети

 

рабочего

 

времени

 

на

 

капитальные

 

ремонты

 

и

 

прочие

 

работы

.

Результаты

 

разработки

 

сценариев

 

диагностиро

-

вания

 

представляют

 

самостоятельную

 

ценность

так

 

как

 

позволяют

 

сформулировать

 

требования

 

к

 

функ

-

ционалу

 

средств

 

диагностирования

номенклатуре

 

измеряемых

 

АСМД

 

параметров

полетным

 

заданиям

 

БПЛА

 

и

 

их

 

полезной

 

нагрузке

 

и

 

т

.

д

.

Изменение

 

подхода

 

к

 

диагностированию

 

в

 

мас

-

штабах

 

отрасли

 

запустит

 

процесс

 

снижения

 

стои

-

мости

 

и

 

повышения

 

качества

 

АСМД

особенно

 

для

 

протяженных

 

объектов

 

со

 

сложными

 

условиями

 

экс

-

плуатации

так

 

как

 

изменятся

 

подходы

 

к

 

производ

-

ству

 

АСМД

 

при

 

росте

 

объема

 

их

 

рынка

.

Внедрение

 

предложенной

 

схемы

 

управления

 

ВЛ

использующей

 

сценарную

 

диагностику

позволяет

 

оптимизировать

 

ТоиР

 

и

 

ТПиР

настраивать

 

надеж

-

ность

 

или

 «

управлять

» 

надежностью

 

сети

 

с

 

одновре

-

менным

 

повышением

 

предсказуемости

 

себестоимо

-

сти

 

услуги

 

электроснабжения

.

ВЫВОДЫ

1. 

Проблема

 

перехода

 

на

 

РОП

 

заключается

 

в

 

том

что

 

выполняемое

 

в

 

полном

 

объеме

 

диагно

-

стирование

 

состояния

 

оборудования

 

как

 

одно

 

из

 

средств

 

управления

 

активом

 

противоре

-

чит

 

текущей

 

декларируемой

 

цели

 

РОП

 — 

ми

-

нимизации

 

совокупной

 

стоимости

 

владения

 

активом

.

2. 

Сценарная

 

диагностика

 

является

 

решением

 

про

-

блемы

Согласно

 

предлагаемому

 

подходу

вы

-

бор

 

оптимальных

 

средства

частоты

 

и

 

объема

 

диагностирования

 

необходимо

 

производить

 

на

 

основании

 

фактических

 

и

 

прогнозных

 

значе

-

ний

 

ИТС

оценок

 

уровней

 

технического

 

риска

 

и

 

выбранной

 

стратегии

 

воздействия

 

на

 

жизнен

-

ный

 

цикл

 

основного

 

технологического

 

оборудо

-

вания

.

3. 

Получено

 

выражение

 

для

 

определения

 

риска

 

от

-

каза

 

ВЛ

 

с

 

учетом

 

тензора

 

вероятностей

 

отказа

 

функциональных

 

узлов

 

и

 

возникающих

 

в

 

них

 

де

-

фектах

.

4. 

Оптимизация

 

диагностики

 

может

 

проводиться

 

совместно

 

с

 

оптимизацией

 

технических

 

воздей

-

ствий

что

 

позволяет

 

подбирать

 

распределение

 

затрат

 

на

 

диагностирование

 

и

 

на

 

технические

 

воз

-

действия

 

оптимальным

 

способом

.

5. 

Согласно

 

предложенному

 

подходу

сценарии

 

диа

-

гностирования

 

составляются

 

с

 

учетом

 

скорости

 

развития

 

дефектов

свойственных

 

функциональ

-

ному

 

узлу

и

 

возможностей

 

доступных

 

средств

 

диагностирования

Сценарии

 

могут

 

отличаться

 

количеством

 

применяемых

 

средств

 

диагности

-

рования

 

и

 

номенклатурой

 

диагностируемых

 

ими

 

дефектов

.

6. 

Стратегия

 

воздействия

 

на

 

жизненный

 

цикл

 

обо

-

рудования

 

определяет

 

приоритетные

 

сценарии

 

диагностирования

 

и

 

технического

 

воздейст

-

вия

.

Статья

 

включает

 

в

 

себя

 

материалы

 

работы

 

груп

-

пы

  «

РОП

» 

в

 

рамках

 

образовательной

 

программы

 

«

Лидеры

 

энергетики

» (

Сколтех

ПАО

 «

Россети

»). 

Ав

-

торы

 

статьи

 

выражают

 

благодарность

 

членам

 

груп

-

пы

 

и

 

куратору

 — 

начальнику

 

управления

 

формиро

-

вания

 

производственных

 

программ

 

ПАО

  «

Россети

» 

А

.

В

Мудрецовой

ЛИТЕРАТУРА

1. 

Ведомственная

 

Программа

 

циф

-

ровой

 

трансформации

 

Минэнерго

Утв

Министерством

 

энергетики

 

РФ

 28 

декабря

 2020 

года

. URL: 

https://base.garant.ru/402655582/.

2. 

Энергетическая

 

стратегия

 

Рос

-

сийской

 

Федерации

 

на

 

пери

-

од

 

до

 2035 

года

Утв

распоря

-

жением

 

Правительства

 

РФ

 

от

 

июня

 2020 

года

 

 1523-

р

. URL: 

ht tps://doc s.cntd.ru/document /
565068231.

3. 

Методика

 

комплексного

 

опреде

-

ления

 

показателей

 

технико

-

эко

-

номического

 

состояния

 

объектов

 

электроэнергетики

в

 

том

 

числе

 

показателей

 

физического

 

износа

 

энергетической

 

эффективности

 

объектов

 

электросетевого

 

хозяй

-

ства

Утв

постановлением

 

Пра

-

вительства

 

РФ

 

 1401 

от

 19 

де

-

кабря

 2016 

года

. URL: https://

www.garant.ru/products/ipo/prime/
doc/71470850/.

4. 

Грабчак

 

Е

.

П

Цифровая

 

трансфор

-

мация

 

электроэнергетики

М

.: 

Ру

-

сайнс

, 2018. 338 

с

.

5. 

Антоненко

 

И

.

Н

Риск

-

ориентиро

-

ванный

 

подход

 

к

 

управлению

 

про

-

изводственными

 

активами

 

энер

-

гетики

 // 

Энергоэксперт

, 2020, 

 1(73). 

С

. 26–33.

6. 

Правила

 

организации

 

техниче

-

ского

 

обслуживания

 

и

 

ремонта

 

объектов

 

электроэнергетики

Утв

приказом

 

Минэнерго

 

России

 

от

 


background image

101

25 

октября

 2017 

г

 1013. URL: 

https://base.garant.ru/71907490/.

7. 

Правила

 

технической

 

эксплуата

-

ции

 

электрических

 

станций

 

и

 

се

-

тей

 

Российской

 

Федерации

Утв

приказом

 

Министерства

 

энерге

-

тики

 

РФ

 

от

 4 

октября

 2022 

года

 

 1070. URL: https://docs.cntd.ru/

document/352246445.

8. 

РД

 34.20.504-94. 

Типовая

 

инструк

-

ция

 

по

 

эксплуатации

 

воздушных

 

линий

 

электропередачи

 

напряже

-

нием

 35–800 

кВ

М

.: 

Издательство

 

НЦ

 

ЭНАС

, 2003. 200 

с

.

9. 

Изменения

 

к

 

Стратегии

 

разви

-

тия

 

электросетевого

 

комплекса

 

РФ

Утв

распоряжением

 

Прави

-

тельства

 

РФ

 

от

 29 

ноября

 2017 

г

 2664-

р

. URL: https://www.ga-

rant.ru/products/ipo/prime/doc/
71723040/.

10. 

Методика

 

оценки

 

технического

 

состояния

 

основного

 

технологи

-

ческого

 

оборудования

 

и

 

линий

 

электропередачи

 

электрических

 

станций

 

и

 

электрических

 

се

-

тей

 

 676 

от

 26 

июля

 2017 

го

-

да

. URL: https://docs.cntd.ru/docu-

ment/456088008.

11. 

Стратегия

 

развития

 

электросе

-

тевого

 

комплекса

 

РФ

Утв

рас

-

поряжением

 

Правительства

 

РФ

 

от

 3 

апреля

 2013 

года

 

 511-

р

URL: https://docs.cntd.ru/document/
499011915.

12. 

Грабчак

 

Е

.

П

Цифровая

 

трансфор

-

мация

 

электроэнергетики

Основ

-

ные

 

подходы

 // 

Энергия

 

единой

 

сети

, 2018, 

 4(40). 

С

. 12–26. 

13. 

Методические

 

указания

 

по

 

расче

-

ту

 

вероятности

 

отказа

 

функцио

-

нального

 

узла

 

и

 

единицы

 

основно

-

го

 

технологического

 

оборудования

 

и

 

оценки

 

последствий

 

такого

 

отка

-

за

 / 

утверждены

 

приказом

 

 123 

Минэнерго

 

РФ

 

от

 19 

февраля

 

2019 

г

. URL: https://www.garant.ru/

products/ipo/prime/doc/72113770/.

14. 

Детмер

 

У

Теория

 

ограничений

 

Голдратта

Системный

 

подход

 

к

 

непрерывному

 

совершенствова

-

нию

М

.: 

Альпина

 

Паблишер

, 2015. 

444 

с

.

15. 

ГОСТ

 

Р

 51897-2021. 

Менед

-

жмент

 

риска

Термины

 

и

 

опреде

-

ления

. URL: https://docs.cntd.ru/

document/1200181662.

16. 

Дарьян

 

Л

.

А

., 

Голубев

 

П

.

В

., 

Об

-

разцов

 

Р

.

М

Технико

-

экономи

-

ческая

 

целесообразность

 

при

-

менения

 

систем

 

диагностическо

-

го

 

мониторинга

 

высоковольтно

-

го

 

оборудования

 // 

Библиотечка

 

электротехника

, 2020, 

 9(261). 

С

. 1–112.

17. 

Левченко

 

И

.

И

., 

Засыпкин

 

А

.

С

., 

Аллилуев

 

А

.

А

., 

Сацук

 

Е

.

И

Диаг

-

ностика

реконструкция

 

и

 

эксплу

-

атация

 

воздушных

 

линий

 

электро

-

передачи

 

в

 

гололедных

 

районах

Уч

пособие

М

.: 

Издательский

 

дом

 

МЭИ

, 2007. 494 

с

.

REFERENCES
1. Department Program of digital 

transformation of the Ministry of 
Energy. Approved by the Ministry 
of Energy of RF dated December, 
28, 2020. URL: https://base.garant.
ru/402655582/.

2. Energy strategy of the Russian 

Federation for the period until 
2035. Approved by the Russian 
Government executive order dat-
ed June, 9, 2020 no. 1523-r. URL: 
ht tps://doc s.cntd.ru/document /
565068231.

3.  Procedure of complex de

fi

 nition  of 

the technical-economical condition 
indices of electrical power facilities 
including depreciation of the energy 
ef

fi

 ciency of power grid facilities. 

Approved by RF Government regu-
lation no. 1401 dated December, 19, 
2016. URL: https://www.garant.ru/
products/ipo/prime/doc/71470850/.

4.  Grabchak E.P. Digital transforma-

tion of the power industry. Moscow, 
Ruscience Publ., 2018. 338 p. (In 
Russian)

5. Antonenko I.N. Risk-oriented ap-

proach to power industrial assets // 

Energoekspert

 (Power expert), 

2020, no. 1(73), pp. 26-33. (In Rus-
sian)

6.  Rules of technical maintenance and 

repair of power facilities. Approved 
by the order of the Ministry of En-
ergy  of  Russia  dated  October,  25, 
2017, no. 1013. URL: https://base.
garant.ru/71907490/.

7. Rules of technical operation of 

electric power plants and net-
works of the Russian Federation. 
Approved by the order of the Mi-
nistry  of  Energy  of  Russia  dated 
October, 4, 2022, no. 1070. URL: 
ht tps://doc s.cntd.ru/document /
352246445.

8.  Guideline document RD 34.20.504-94. 

Standard operation instruction for 
35-800  kV  overhead  transmission 
lines. Moscow, NTS ENAS Publ., 
2003. 200 p. (In Russian)

9.  Alterations to the Strategy of the 

Russian power grid development. 
Approved by RF Government regu-
lation dated November, 29, 2017, 
no. 2664-r. URL: https://www.ga-
rant.ru/products/ipo/prime/doc/
71723040/.

10. Procedure of evaluating the techni-

cal condition of the main process 
equipment and transmission lines 
of power plants and electrical net-
works no. 676 dated July, 26, 2017. 
URL: https://docs.cntd.ru/document/
456088008.

11. Strategy of the Russian power grid 

development. Approved by RF 
Government regulation dated April, 
3, 2013, no. 

  511-r.  URL:  https://

docs.cntd.ru/document/499011915.

12. 

Grabchak E.P. Digital transfor-
mation of the power industry. 
Basic approaches // 

Energiya 

yedinoy seti

 [Uni

fi

 ed power grid en-

ergy], 2018, no. 4(40), pp. 12-26. (In 
Russian)

13. 

Methodical guidelines on failure 
rate calculation for a functional 
node and a main process equip-
ment unit and evaluation of such 
failure consequences / approved 
by the order of the Ministry of En-
ergy of Russia no. 123 dated Feb-
ruary, 19, 2019. URL: https://www.
garant.ru/products/ipo/prime/doc/
72113770/.

14. Detmer U. Goldratt's theory of con-

straints: systematic approach to 
continuous improvement. Moscow, 
Aplina  Publisher,  2015.  444  p.  (In 
Russian)

15. 

State standard GOST R 51897-
2021. Risk management. Terms and 
de

fi

 nitions. URL: https://docs.cntd.

ru/document/1200181662.

16. 

Daryan L.A., Golubev P.V., Ob-
raztsov R.M. Application feasibil-
ity of diagnostic monitoring of HV 
equipment // 

Bibliotechka elek-

trotekhnika 

[Electrical engineer li-

brary], 2020, no. 9(261), pp. 1-112. 
(In Russian)

17. Levchenko I.I., Zasypkin A.S., Al-

liluev A.A., Satsuk E.I. Overhead 
transmission line diagnosis, re-
construction and operation in ice 
coated regions. Student guide. Mos-
cow, MPEI Publishing house, 2007. 
494 p. (In Russian)

 1 (76) 2023


Оригинал статьи: Сценарная диагностика состояния воздушных линий электропередачи

Ключевые слова: техническое диагностирование, воздушная линия электропередачи, сценарная диагностика, система управления рисками, риск-ориентированный подход

Читать онлайн

В настоящей статье сформулирована и обоснована проблема перехода на риск-ориентированный подход к управлению активами электросетевой компании, приведены предложения по решению проблемы.

Поделиться:

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(82), январь-февраль 2024

Система диагностики АКБ «Репей»

Энергоснабжение / Энергоэффективность Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция Возобновляемая энергетика / Накопители Диагностика и мониторинг
ООО НПП «Микропроцессорные технологии»
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»