134
ДИАГНОСТИКА
И МОНИТОРИНГ
Отклик
на
статью
«
Сценарная
диагностика
состояния
воздушных
линий
электропе
-
редачи
» [1].
Проанализированы
возможные
последствия
применения
«
сценарной
диагностики
».
Рассмотрена
роль
технической
диагностики
оборудования
в
системе
управления
рисками
электросетевых
компаний
.
Сформулированы
предложения
по
риск
-
ориентированному
управлению
эксплуатацией
оборудования
на
основе
определения
вероятности
отказов
с
учетом
технического
состояния
.
Даны
рекомендации
по
совершен
-
ствованию
нормативно
-
технических
документов
.
Назарычев
А
.
Н
.,
д
.
т
.
н
.,
профессор
кафедры
ЭиЭМ
,
заместитель
проректора
по
подготовке
научных
кадров
Санкт
-
Петербургского
горного
университета
Техническая диагностика
оборудования в системе управления
рисками электросетевых компаний
В
журнале
«
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ
.
Передача
и
рас
-
пределение
»
№
1(76) 2023
года
опубликована
статья
«
Сценарная
диагностика
состояния
воздушных
линий
электропередачи
» (
да
-
лее
—
статья
) [1],
в
которой
сделаны
предложения
и
сформулированы
выводы
,
непосредственно
каса
-
ющиеся
вопросов
обеспечения
надежности
и
без
-
опасности
эксплуатации
оборудования
электросе
-
тевых
компаний
и
являющиеся
,
по
моему
мнению
,
дискуссионными
,
что
явилось
основанием
для
напи
-
сания
отклика
на
результаты
приведенных
авторами
исследований
.
Авторы
статьи
акцентируют
внимание
читателей
на
том
,
что
ими
сформулирована
и
обоснована
пробле
-
ма
перехода
на
риск
-
ориентированный
подход
(
РОП
)
к
управлению
активами
электросетевой
компании
,
а
также
приведены
предложения
по
решению
проблемы
риск
-
ориентированного
управления
(
РОУ
)
эксплуатаци
-
ей
воздушных
линий
электропередачи
(
ЛЭП
)
на
основе
внедрения
так
называемой
«
сценарной
диагностики
».
Процесс
управления
эксплуатацией
электрообору
-
дования
(
ЭО
)
в
энергетике
всегда
являлся
актуальной
,
ответственной
и
сложной
задачей
,
от
решения
которой
непосредственно
зависит
надежность
,
безопасность
и
эффективность
функционирования
энергообъектов
и
бесперебойное
обеспечение
потребителей
энергоре
-
сурсами
.
Данная
задача
должна
решаться
как
в
целом
для
Единой
энергетической
системы
России
(
ЕЭС
Рос
-
сии
),
так
и
на
уровне
энергетических
компаний
,
а
также
отдельных
электроустановок
.
Процесс
эксплуатации
ЭО
регламентирован
нормативно
-
техническими
доку
-
ментами
(
НТД
) [2–7],
которые
являются
обязательными
к
применению
на
объектах
электросетевого
комплекса
.
Поэтому
,
несомненно
,
анализируемая
статья
является
актуальной
и
соответствует
тематике
журнала
«
ЭЛЕК
-
ТРОЭНЕРГИЯ
.
Передача
и
распределение
».
Авторами
достаточно
полно
отражено
современное
состояние
обсуждаемого
вопроса
и
обоснованы
перспективы
пе
-
рехода
к
РОП
.
Представленный
в
статье
материал
мо
-
жет
быть
интересен
широкому
кругу
специалистов
,
за
-
нимающихся
эксплуатацией
,
ремонтом
,
диагностикой
и
оценкой
технического
состояния
(
ТС
)
оборудования
электрических
сетей
.
Интенсивное
развитие
в
последние
годы
методов
и
средств
технического
диагностирования
,
мониторин
-
га
и
оценки
ТС
,
а
также
внедрение
автоматизированных
цифровых
технологий
управления
технологическими
процессами
позволило
специалистам
энергетических
компаний
ЕЭС
России
начать
решать
проблему
пере
-
хода
на
РОУ
процессов
эксплуатации
,
технического
обслуживания
и
ремонта
(
ТОиР
),
технического
перево
-
оружения
и
реконструкции
(
ТПиР
)
ЭО
подстанций
и
ЛЭП
в
электросетевом
комплексе
,
что
нашло
отраже
-
ние
во
множестве
публикаций
,
например
[8–21].
Интегральная
количественная
оценка
фактическо
-
го
ТС
оборудования
и
ЛЭП
в
настоящее
время
опре
-
деляется
согласно
Постановлению
Правительства
от
19.12.2016
г
.
№
1401
и
Приказам
Минэнерго
России
от
26
июля
2017
г
.
№
676
и
от
17
марта
2020
г
.
№
192,
на
основе
расчета
индекса
технического
состояния
(
ИТС
)
[22, 23, 24].
Техническое
диагностирование
и
оценка
ТС
функ
-
циональных
узлов
ЛЭП
осуществляется
в
электросете
-
вых
компаниях
по
результатам
испытаний
и
измерений
в
объеме
и
в
соответствии
с
действующим
Стандартом
организации
«
Объем
и
нормы
испытания
электрообо
-
рудования
»,
введенного
Распоряжением
ПАО
«
Россе
-
ти
»
от
29.05.2017
№
280
р
[5].
Согласно
технической
по
-
литике
и
требованиям
к
диагностированию
воздушных
ЛЭП
в
дочерних
закрытых
обществах
(
ДЗО
)
компаний
Группы
«
Россети
»
дополнительно
могут
применяться
виды
диагностического
контроля
ТС
функциональных
узлов
ЛЭП
при
наличии
методик
измерения
и
задан
-
ных
предельно
допустимых
значений
параметров
,
при
-
веденные
в
таблице
1.
В
процессе
эксплуатации
у
ЭО
и
ЛЭП
под
действи
-
ем
условий
,
режимов
работы
и
воздействующих
факто
-
ров
при
достижении
параметрами
,
характеризующими
135
ТС
функциональных
узлов
,
предельных
значений
,
мо
-
гут
наступать
отказы
и
(
или
)
технологические
наруше
-
ния
(
ТН
),
которые
согласно
[25]
применительно
к
ЭО
и
ЛЭП
имеют
следующие
определения
.
Отказ
ЭО
и
ЛЭП
—
событие
,
заключающееся
в
на
-
рушении
работоспособного
состояния
оборудования
и
ЛЭП
.
Отказ
функционального
узла
—
состояние
узла
,
ха
-
рактеризующееся
его
неспособностью
выполнять
не
-
обходимую
функцию
.
Технологическое
нарушение
—
недопустимые
от
-
клонения
ТС
,
технологических
параметров
работы
ЭО
и
ЛЭП
,
их
функциональных
узлов
,
вызвавшие
вывод
из
работы
в
результате
отказа
во
время
эксплуатации
.
Отказ
воздушных
ЛЭП
может
быть
вызван
различ
-
ными
причинами
,
среди
которых
наиболее
существен
-
ными
являются
[26, 27]:
–
износ
и
ухудшение
ТС
конструктивных
узлов
ЛЭП
(
загрязнение
изоляции
,
дефекты
проводов
,
грозо
-
защитных
тросов
,
опор
и
др
.);
–
природно
-
климатические
воздействия
(
ветер
,
го
-
лолед
,
ледяной
дождь
и
их
сочетание
)
выше
рас
-
четных
значений
;
–
грозовые
и
коммутационные
перенапряжения
;
–
недостатки
эксплуатации
;
–
недопустимый
рост
древесно
-
кустарниковой
рас
-
тительности
(
ДКР
)
в
границах
охранной
зоны
ЛЭП
;
–
посторонние
воздействия
.
Необходимо
отметить
,
что
авторы
статьи
провели
большую
работу
и
получили
новые
результаты
в
части
анализа
возникающих
дефектов
на
воздушных
ЛЭП
,
приведенные
в
таблицах
1, 3,
и
на
рисунках
3, 4 [1].
Статистика
ТН
(
отказов
)
и
дефектов
ЛЭП
,
как
отмечают
авторы
,
получена
на
основании
официальных
данных
по
15
ДЗО
ПАО
«
Россети
»,
что
является
несомненным
достоинством
рассматриваемой
статьи
.
Оценка
ТС
и
управление
технологическими
риска
-
ми
ЛЭП
электросетевых
компаний
должна
основывать
-
ся
на
актуальной
информации
о
ТН
(
отказах
).
Под
технологическим
риском
на
текущем
этапе
раз
-
вития
РОУ
следует
понимать
влияние
ТН
(
отказа
)
в
ра
-
боте
ЭО
и
ЛЭП
на
достижение
целей
электросетевой
компании
при
реализации
бизнес
-
процесса
«
Эксплу
-
атационная
деятельность
».
Технологический
риск
вы
-
ражается
и
характеризуется
в
виде
комбинации
двух
показателей
—
вероятности
наступления
ТН
(
отказа
)
и
величины
последствий
ТН
(
отказа
),
связанных
с
этой
вероятностью
.
Перемножение
численных
значений
этих
показателей
даст
общую
количественную
харак
-
теристику
технологического
риска
.
Чем
больше
полу
-
чившееся
число
,
тем
весомее
технологический
риск
,
и
тем
больше
внимания
необходимо
уделить
работе
по
его
минимизации
.
В
[28]
рекомендуется
количественно
оценивать
оба
показателя
по
предлагаемой
методике
.
Система
управления
рисками
(
СУР
) —
это
сово
-
купность
организационных
мер
,
методик
и
процедур
,
разрабатываемых
и
применяемых
в
электросетевых
компаниях
для
эффективного
осуществления
бизнес
-
процесса
«
Эксплуатационная
деятельность
»,
сниже
-
ния
аварийности
,
обеспечения
надежности
и
безопас
-
ности
,
в
том
числе
за
счет
процессов
проведения
ТОиР
и
ТПиР
с
учетом
фактического
ТС
оборудования
под
-
станций
и
ЛЭП
.
Наиболее
значимые
результаты
в
части
развития
СУР
,
на
мой
взгляд
,
получены
именно
в
электросете
-
вом
комплексе
России
,
где
в
настоящее
время
раз
-
работана
и
функционирует
система
управления
про
-
изводственными
активами
(
СУПА
),
в
основе
которой
заложены
принципы
СУР
.
Однако
,
несмотря
на
пред
-
принимаемые
меры
,
аварийность
ЭО
и
ЛЭП
в
настоя
-
щее
время
находится
все
еще
на
достаточно
высоком
уровне
,
особенно
в
распределительных
сетях
напря
-
жением
6(10)–110
кВ
[26, 27].
Об
этом
свидетельству
-
Табл
. 1.
Виды
диагностического
контроля
функциональных
узлов
воздушной
ЛЭП
ЛЭП
в
целом
,
узлы
и
элементы
ЛЭП
Виды
дополнительного
диагностического
контроля
Функциональные
узлы
и
элементы
воздушной
ЛЭП
–
инфракрасный
контроль
для
токоведущих
и
изолирующих
элементов
ЛЭП
;
–
магнитометрический
неразрушающий
контроль
состояния
металлических
конструкций
опор
;
–
ультразвуковой
контроль
анкерных
креплений
фундаментов
;
–
сейсмоакустический
и
ультразвуковой
контроль
состояния
фундаментов
и
железобетон
-
ных
конструкций
;
–
дефектоскопия
тросовых
оттяжек
опор
,
проводов
и
грозозащитных
тросов
;
–
измерение
амплитудно
-
частотных
характеристик
проводов
и
тросов
;
–
системы
мониторинга
температуры
проводов
;
–
акустический
метод
оценки
физико
-
механических
свойств
железобетонных
и
деревянных
опор
,
основанный
на
сравнении
собственных
механических
колебаний
опоры
,
возникаю
-
щих
от
удара
,
с
колебаниями
«
идеальной
»
опоры
такой
же
высоты
,
заделанной
в
грунте
;
–
магнитный
метод
оценки
коррозионного
состояния
стальных
сердечников
токоведущих
проводов
и
грозозащитных
тросов
;
–
сейсмоакустический
и
ультразвуковой
методы
оценки
погружения
в
грунт
железобетон
-
ных
и
металлических
свай
фундаментов
опор
;
–
ультразвуковой
и
дифференциальный
оптический
метод
оценки
прочности
материала
и
состояния
сварных
швов
металлических
элементов
опор
и
фундаментов
;
–
вибрационный
метод
оценки
накопленной
усталости
(
охрупчивания
)
металлических
опор
,
материалов
проводов
и
грозозащитных
тросов
;
–
ультрафиолетовый
контроль
состояния
загрязнения
изоляции
ЛЭП
Воздушная
ЛЭП
в
целом
–
мониторинг
ЛЭП
под
рабочим
напряжением
;
–
применение
беспилотных
летательных
аппаратов
(
БПЛА
);
–
применение
специальных
роботизированных
комплексов
№
2 (77) 2023
136
ДИАГНОСТИКА
И МОНИТОРИНГ
ет
также
информация
,
собираемая
в
ПАО
«
Россети
»
в
программном
комплексе
(
ПК
) «
Аварийность
».
В
СУПА
реализуется
РОУ
,
которое
позволяет
:
осу
-
ществлять
разработку
и
принятие
решений
по
предот
-
вращению
(
или
минимизации
)
технологических
рисков
,
выполнять
регулирование
и
координацию
хода
эксплу
-
атации
ЭО
и
ЛЭП
;
совершенствовать
контрольно
-
над
-
зорные
мероприятия
за
ходом
программы
технических
воздействий
(
процессы
ТОиР
и
ТПиР
)
для
поддержа
-
ния
уровня
надежности
активов
,
оптимизировать
вну
-
тренние
ресурсы
компании
,
обеспечивать
финансовую
эффективность
ведения
производственной
деятельно
-
сти
,
а
также
вести
анализ
и
учет
проведенной
работы
.
Ожидаемый
эффект
от
внедрения
СУР
связан
со
снижением
средней
частоты
перерывов
электро
-
снабжения
в
сети
(
показатель
SAIFI)
из
-
за
умень
-
шения
количества
ТН
(
отказов
)
и
со
снижением
продолжительности
перерывов
электроснабжения
потребителей
(
показатель
SAIDI).
Это
в
итоге
поз
-
волит
обеспечить
финансовую
эффективность
веде
-
ния
производственной
деятельности
электросетевых
компаний
(
включая
процессы
ТОиР
и
ТПиР
),
но
не
на
основе
минимизации
совокупной
стоимости
владе
-
ния
активами
и
получения
максимальной
прибыли
,
а
на
основе
уменьшения
количества
внеплановых
,
аварийно
-
восстановительных
работ
и
сокращения
потребности
в
аварийном
резерве
.
Важнейшей
базовой
основой
СУПА
является
СУР
,
которая
регулируется
требованием
группы
стандартов
ISO 50001:2018.
Деятельность
по
управлению
рисками
является
частью
процессного
подхода
в
СУПА
и
пред
-
полагает
интегральное
рассмотрение
рисков
.
При
этом
из
всех
бизнес
-
процессов
электросетевой
компании
СУПА
связана
прежде
всего
с
процессом
«
Эксплуата
-
ционная
деятельность
».
Этапы
управления
рисками
соответствуют
этапам
,
изложенным
в
международном
стандарте
ISO 31000-2018 «
Менеджмент
риска
—
Ру
-
ководство
»,
национальных
стандартах
Российской
Федерации
ГОСТ
Р
51897-2021 «
Менеджмент
риска
.
Термины
и
определения
»,
ГОСТ
Р
ИСО
31000-2019
«
Менеджмент
риска
.
Принципы
и
руководство
»,
утвержденном
и
введенном
в
действие
приказом
Рос
-
стандарта
от
10.12.2019
г
.
№
1379-
ст
.
С
учетом
Стра
-
тегии
развития
электросетевого
комплекса
Российской
Федерации
[29],
на
уровне
компании
ПАО
«
Россети
»
и
отдельных
ее
ДЗО
разрабатываются
и
утверждаются
различные
НТД
,
регламентирующие
СУР
[30, 31].
Однако
внедрение
СУР
на
объектах
энергетики
,
в
том
числе
и
в
электросетевом
комплексе
,
сталкива
-
ется
с
рядом
еще
нерешенных
проблем
и
необходимо
-
стью
поиска
ответов
на
следующие
вопросы
:
–
Какие
технологические
риски
характерны
для
компаний
электросетевого
комплекса
в
условиях
цифровой
трансформации
энергетики
?
–
Возможно
ли
исключить
риски
или
существенно
их
уменьшить
?
–
Как
количественно
оценить
риск
в
условиях
не
-
определенности
информации
о
фактическом
ТС
оборудования
и
о
последствиях
его
отказов
?
–
Как
определить
сработку
ресурса
ЭО
и
ЛЭП
с
уче
-
том
их
ТС
?
–
Достоверна
ли
имеющаяся
информация
о
ТС
оборудования
и
ЛЭП
?
–
В
какие
сроки
и
в
каком
объеме
следует
выполнить
воздействия
на
ЭО
и
ЛЭП
в
рамках
системы
ТОиР
с
точки
зрения
оптимального
соотношения
затрат
на
их
содержание
и
рисков
выхода
из
строя
?
–
Как
определить
последствия
отказов
ЭО
и
ЛЭП
в
стоимостном
выражении
?
–
Как
решить
вопрос
о
предельных
сроках
эксплуата
-
ции
ЭО
и
ЛЭП
и
о
их
замене
или
ТПиР
с
учетом
ТС
?
Различные
производственные
процессы
,
условия
и
режимы
эксплуатации
ЭО
и
ЛЭП
имеют
разные
сте
-
пени
риска
,
а
отсутствие
управления
ими
может
приво
-
дить
к
тяжелым
последствиям
,
в
том
числе
к
систем
-
ным
авариям
и
к
ТН
(
отказам
)
у
потребителей
.
Поэтому
разработка
и
внедрение
СУР
является
для
электросе
-
тевых
компаний
актуальной
задачей
,
и
можно
утверж
-
дать
,
что
в
этом
плане
авторы
статьи
выбрали
важную
область
исследований
.
Однако
предлагаемое
автора
-
ми
решение
проблемы
перехода
на
РОП
,
основанное
на
отказе
от
выполнения
полного
диагностирования
воздушных
ЛЭП
в
соответствии
с
действующими
НТД
по
эксплуатации
,
испытаниям
и
ремонту
и
переходе
к
сценарному
диагностированию
,
вызывает
серьезное
опасение
,
так
как
его
внедрение
без
должного
обосно
-
вания
,
в
том
числе
на
расчетных
моделях
,
может
дать
обратный
эффект
—
снижение
надежности
,
безопас
-
ности
и
эффективности
эксплуатации
воздушных
ЛЭП
.
Под
термином
«
сценарная
диагностика
»
авторы
статьи
понимают
подход
к
диагностированию
конкрет
-
ной
ЛЭП
,
при
котором
выбор
технических
средств
,
частоты
и
объема
диагностирования
(
то
есть
выбор
сценария
диагностирования
)
производится
не
в
соот
-
ветствии
с
действующими
НТД
,
а
на
основании
фак
-
тических
и
прогнозных
значений
ИТС
,
оценок
уровней
технологического
риска
и
вида
стратегии
ТОиР
[1].
Основной
идеей
статьи
является
переход
от
полно
-
го
технического
диагностирования
ЛЭП
к
некоторому
сокращенному
диагностированию
,
исключающему
от
-
дельные
виды
диагностики
с
целью
уменьшения
затрат
на
выполнение
работ
по
оценке
ТС
воздушных
ЛЭП
.
Именно
такой
подход
авторы
статьи
считают
новым
,
а
диагностирование
,
проводимое
не
в
полном
объеме
,
называют
«
сценарным
диагностированием
».
Авторы
,
несомненно
,
имеют
право
на
свою
пози
-
цию
,
выработку
предложений
и
рекомендаций
по
пе
-
реводу
эксплуатации
ЛЭП
на
РОУ
.
Основные
резуль
-
таты
исследования
авторы
сформулировали
в
шести
пунктах
выводов
к
статье
,
которые
,
по
моему
мнению
,
являются
дискуссионными
.
Остановимся
ниже
подроб
-
нее
на
анализе
выводов
по
рассматриваемой
статье
.
Как
следует
из
вывода
1
, «
выполняемое
в
полном
объеме
диагностирование
ЛЭП
противоречит
текущей
декларируемой
цели
РОП
—
минимизации
совокупной
стоимости
владения
активом
» [1].
Согласно
технической
политике
ПАО
«
Россети
»
це
-
лью
управления
бизнес
-
процессом
«
Эксплуатацион
-
ная
деятельность
»
компании
является
надежное
и
без
-
опасное
функционирование
объектов
электросетевого
комплекса
,
а
также
обеспечение
бесперебойного
элек
-
троснабжения
потребителей
,
повышение
эффективно
-
сти
процессов
эксплуатации
и
процессов
ТОиР
и
ТПиР
.
При
этом
доходы
компании
,
в
соответствии
с
уставны
-
ми
требованиями
,
действительно
также
должны
повы
-
шаться
,
но
не
за
счет
возникающих
технологических
137
рисков
от
снижения
уровня
надежности
и
безопасности
эксплуатации
ЛЭП
.
Авторы
в
качестве
основной
идеи
сценарной
диагностики
предлагают
недофинансиро
-
вать
действующую
в
электросетевом
комплексе
систе
-
му
диагностирования
ЛЭП
,
отказавшись
от
проведения
полного
объема
диагностических
мероприятий
,
выпол
-
няемых
в
соответствии
с
действующими
НТД
,
в
пользу
сценарного
диагностирования
,
позиционированного
как
часть
процесса
РОУ
эксплуатацией
ЛЭП
.
По
моему
мнению
,
это
крайне
опасно
для
электросетевого
ком
-
плекса
,
так
как
цена
вопроса
велика
и
может
привести
к
системным
авариям
,
нарушению
электроснабжения
потребителей
,
в
отдельных
случаях
это
небезопасно
также
для
персонала
или
населения
тех
регионов
,
где
происходит
нарушение
электроснабжения
.
В
статье
авторы
не
приводят
соотношения
затрат
на
полное
диагностирование
и
на
сценарное
диагностиро
-
вание
в
сравнении
с
ремонтно
-
эксплуатационными
за
-
тратами
для
ЛЭП
различных
типов
и
классов
напряже
-
ния
,
в
том
числе
в
сравнении
с
затратами
на
плановое
ТОиР
и
аварийно
-
восстановительные
работы
(
АВР
)
после
отказа
.
Вывод
1
получен
авторами
на
основании
распределения
фактических
затрат
ресурсов
на
ТОиР
и
ТПиР
в
результате
опроса
занятых
эксплуатацией
ЛЭП
небольшого
числа
руководителей
нижнего
и
сред
-
него
звена
из
различных
ДЗО
ПАО
«
Россети
»
в
рамках
образовательной
программы
в
«
Сколково
» (
рисунок
2
статьи
).
Авторы
при
этом
сами
допускают
, «
что
часть
оценок
может
быть
искажена
субъективным
восприя
-
тием
сотрудников
компаний
».
Данные
,
приведенные
в
таблице
1
и
на
рисунке
4,
связаны
с
количественной
оценкой
ТН
,
вызванных
различными
дефектами
,
полу
-
чены
отчасти
на
основании
метода
экспертных
оценок
,
характеристика
которого
в
статье
не
рассмотрена
.
От
-
сутствует
информация
об
уровне
подготовки
экспер
-
тов
,
их
профессиональном
опыте
,
коэффициентах
конкордации
и
т
.
д
.,
что
не
позволяет
судить
о
том
,
на
-
сколько
эти
данные
достоверны
с
точки
зрения
научно
-
го
обоснования
и
насколько
корректно
был
применен
метод
экспертных
оценок
.
Связь
приведенных
ТН
с
за
-
тратами
на
АВР
в
статье
также
не
установлена
.
Кро
-
ме
того
,
как
известно
,
в
ПАО
«
Россети
»
эксплуатацией
ЛЭП
занимается
несколько
десятков
тысяч
человек
,
а
в
статье
представлено
мнение
всего
лишь
неболь
-
шой
группы
из
19
респондентов
,
как
следует
из
ответов
авторов
на
замечания
рецензента
.
Поэтому
вывод
1,
по
моему
мнению
,
не
вытекает
из
текста
статьи
,
не
яв
-
ляется
доказанным
и
не
может
служить
обоснованием
для
проведения
исследований
,
подтверждающих
акту
-
альность
перехода
к
эксплуатации
ЛЭП
на
сценарное
диагностирование
.
Известно
,
что
даже
при
наличии
в
электросетевых
компаниях
в
настоящее
время
обязательных
и
допол
-
нительных
средств
диагностического
мониторинга
де
-
фектов
ЛЭП
(
таблица
1)
с
целью
предупреждения
их
отказов
нет
всей
полноты
информации
для
гарантиро
-
ванного
и
достоверного
определения
ТС
воздушных
ЛЭП
.
А
в
выводе
2
статьи
утверждается
,
что
сценарная
диагностика
,
выполняемая
в
сокращенном
объеме
,
яв
-
ляется
решением
проблемы
,
и
,
согласно
предложен
-
ному
авторами
подходу
,
выбор
оптимальных
средств
,
частоты
и
объема
диагностирования
необходимо
про
-
изводить
на
основании
фактических
и
прогнозных
зна
-
чений
ИТС
,
оценок
уровней
технологического
риска
и
выбранной
стратегии
воздействия
на
жизненный
цикл
основного
ЭО
и
ЛЭП
[1].
Однако
,
в
статье
нет
подтверждения
того
,
что
такой
выбор
можно
вообще
осуществить
на
различных
этапах
жизненного
цикла
,
а
приведенный
пример
по
ЛЭП
110
кВ
также
не
отвеча
-
ет
на
этот
вопрос
.
Непонятно
тогда
,
в
чем
заключаются
предложения
авторов
по
изменению
процесса
актуализации
диагно
-
стической
информации
.
Расчет
ИТС
ЛЭП
осуществля
-
ется
на
основе
действующих
документов
[22, 23, 24]
с
помощью
текстовых
алгоритмов
расчета
индекса
со
-
стояния
(
ТИС
).
При
этом
используется
текущая
инфор
-
мация
о
контролируемых
диагностических
параметрах
функциональных
узлов
ЛЭП
,
весовые
коэффициенты
и
балльная
оценка
отклонения
диагностических
параме
-
тров
от
требований
НТД
.
Авторы
предлагают
внедрить
сценарную
диагностику
,
имеющую
сокращенный
объем
по
отношению
к
полному
диагностированию
.
При
этом
не
произойдет
актуализации
информации
,
если
ее
объ
-
ем
будет
меньше
,
а
качество
(
полнота
и
глубина
)
оценки
ТС
будет
хуже
.
В
итоге
снизится
достоверность
оценки
ИТС
.
При
этом
новых
средств
и
методов
диагностирова
-
ния
,
а
значит
и
новой
диагностической
информации
для
функциональных
узлов
ЛЭП
авторами
статьи
не
пред
-
лагается
.
Оценка
ТС
на
основе
ИТС
проводится
до
при
-
нятия
решения
о
мероприятиях
по
воздействию
на
ЛЭП
.
Такой
подход
в
ПАО
«
Россети
»
принят
при
реализации
СУПА
,
где
диагностирование
и
определение
интеграль
-
ной
оценки
ТС
воздушных
ЛЭП
также
является
элемен
-
том
общей
системы
управления
.
Авторы
статьи
не
раскрывают
и
то
,
каким
образом
будет
выполняться
прогнозная
количественная
оценка
значений
ИТС
.
Существующий
подход
определения
фактических
значений
ИТС
основан
на
ТИС
,
исполь
-
зует
информацию
о
текущих
параметрах
функцио
-
нальных
узлов
ЛЭП
,
полученных
с
помощью
методов
полного
диагностического
контроля
,
а
не
сокращен
-
ного
.
Из
статьи
непонятно
,
предлагают
ли
авторы
для
получения
фактических
и
прогнозных
значений
ИТС
использовать
сценарную
диагностику
с
сокращенным
объемом
?
Тогда
какой
сценарий
(
технические
сред
-
ства
,
частоту
и
объем
диагностирования
)
для
прогноз
-
ных
оценок
ИТС
необходимо
использовать
исходя
из
предложенного
подхода
сценарной
диагностики
?
На
основании
каких
предположений
,
исходных
данных
и
в
соответствии
с
какими
зависимостями
будут
опре
-
деляться
прогнозные
количественные
значения
этих
параметров
—
в
статье
не
рассматривается
.
Кроме
того
,
вызывает
большое
опасение
,
что
со
-
кращенный
объем
выполнения
работ
по
диагностике
ЛЭП
,
который
и
является
основной
идей
авторов
по
внедрению
сценарной
диагностики
,
приведет
к
боль
-
шой
погрешности
определения
фактических
значений
ИТС
и
уровня
технического
риска
.
Авторы
ничего
не
говорят
о
точности
определения
фактических
и
тем
бо
-
лее
прогнозных
численных
значений
ИТС
,
вычисляе
-
мых
на
основании
результатов
сценарной
диагностики
по
сравнению
с
полным
диагностированием
,
проводи
-
мым
в
соответствии
с
действующими
НТД
.
Так
в
чем
же
тогда
новизна
предлагаемого
подхода
сценарной
диагностики
—
только
в
сокращенном
объеме
диагно
-
стирования
?
№
2 (77) 2023
138
ДИАГНОСТИКА
И МОНИТОРИНГ
Согласно
предложенному
авторами
подходу
для
выбора
сценария
диагностирования
нужно
знать
:
фак
-
тическое
значение
ИТС
,
прогнозное
значение
ИТС
,
уровень
технологического
риска
и
стратегию
ТОиР
.
В
качестве
стратегии
воздействия
на
ЛЭП
,
согласно
приказу
Минэнерго
России
от
25.10.2017
г
.
№
1013 [6],
может
быть
применена
либо
стратегия
планово
-
пред
-
упредительного
ТОиР
,
либо
стратегия
ТОиР
на
основе
оценки
ТС
,
то
есть
система
ремонтного
воздействия
в
электросетевой
компании
выбирается
заранее
.
Вы
-
бор
стратегии
проведения
ТОиР
по
факту
отказа
для
воздушных
ЛЭП
трудно
обосновать
даже
для
потреби
-
телей
III
категории
по
надежности
электроснабжения
,
и
рассматривать
ее
в
рамках
РОП
представляется
не
-
целесообразным
,
хотя
затраты
на
ремонтно
-
эксплуата
-
ционные
воздействия
для
такой
стратегии
минималь
-
ны
,
и
тогда
(
по
логике
авторов
)
эта
стратегия
имеет
минимальную
совокупную
стоимость
владения
.
По
моему
мнению
,
приведенного
в
статье
описания
и
упрощенного
примера
реализации
сценарной
диа
-
гностики
недостаточно
,
чтобы
обосновать
возможность
применения
предлагаемого
подхода
.
Согласно
выводу
3
,
авторы
утверждают
,
что
ими
по
-
лучено
новое
выражение
(1)
для
определения
риска
от
-
каза
ЛЭП
с
учетом
тензора
вероятностей
отказа
функ
-
циональных
узлов
и
возникающих
в
них
дефектов
[1].
Действительно
можно
говорить
об
определенной
новизне
в
части
применения
тензора
вероятностей
,
элементы
которого
описывают
вероятность
развития
k
-
го
технического
нарушения
на
i
-
м
функциональном
узле
ЛЭП
в
результате
наличия
в
нем
j
-
го
дефекта
.
Од
-
нако
несмотря
на
эту
интересную
идею
,
практическое
применение
выражения
(1)
можно
поставить
под
со
-
мнение
исходя
из
следующих
соображений
.
Анализируя
предложенное
авторами
выраже
-
ние
(1),
можно
отметить
,
что
это
—
произведение
чис
-
ленного
значения
последствий
ТН
(
отказа
)
некого
сег
-
мента
ЛЭП
на
вероятность
наступления
ТН
,
то
есть
это
хорошо
известный
и
давно
используемый
подход
.
При
этом
последствия
ТН
(
отказа
)
ЛЭП
в
статье
определя
-
ются
согласно
методическим
указаниям
[28],
и
пред
-
ставляют
собой
ущерб
в
рублях
,
обусловленный
ТН
.
Поэтому
,
следует
полагать
,
что
новизна
выражения
(1)
определяется
выражением
(2)
для
определения
веро
-
ятности
ТН
[1].
При
этом
авторы
не
используют
поня
-
тие
функционального
узла
,
а
делят
ЛЭП
на
некие
ча
-
сти
— «
сегменты
»,
не
поясняя
их
состав
и
назначение
,
что
затрудняет
понимание
и
не
согласуется
с
формули
-
ровкой
вывода
3.
Первый
сомножитель
выражения
(2),
обозначенный
как
B
ij
[
о
.
е
.],
является
,
по
утверждению
авторов
,
веро
-
ятностью
наличия
j
-
го
дефекта
на
i
-
м
элементе
ЛЭП
.
Как
известно
,
определение
наличия
дефекта
,
места
его
нахождения
и
прогнозирование
его
развития
до
от
-
каза
является
(
согласно
действующим
НТД
)
основной
задачей
технического
диагностирования
.
Эта
задача
решается
с
помощью
технических
средств
контроля
на
основе
определения
и
анализа
диагностических
пара
-
метров
,
свидетельствующих
о
наличии
или
отсутствии
дефекта
в
конкретном
функциональном
узле
ЛЭП
,
а
не
на
основе
вероятностной
их
оценки
,
особенно
когда
точность
этой
оценки
не
гарантирована
.
Кроме
того
,
наличие
j
-
го
дефекта
в
i
-
м
функциональном
узле
ЛЭП
еще
не
говорит
о
том
,
что
это
приведет
к
ТН
(
отказу
)
линии
.
Авторы
сами
приводят
данные
(
таблица
1
и
ри
-
сунок
4
статьи
[1]),
которые
свидетельствуют
,
что
58%
всех
дефектов
не
вызывают
ТН
(
отказ
)
ЛЭП
.
В
статье
предлагается
количественно
определять
B
ij
с
учетом
«
ретроспективы
распределения
ТН
сегмента
ЛЭП
по
причинам
,
а
также
с
учетом
опыта
эксплуатации
эле
-
ментов
ЛЭП
с
тем
же
ИТС
в
схожих
условиях
».
Каким
образом
это
реализовать
на
практике
,
в
статье
не
по
-
ясняется
.
Второй
сомножитель
Bj
→
k
[
о
.
е
.]
выражения
(2) —
это
вероятность
развития
k
-
го
ТН
(
отказа
)
вследствие
наличия
j
-
го
дефекта
,
определяется
на
основе
не
расчетной
,
а
экспертной
оценки
.
Авторами
приводит
-
ся
такое
обоснование
— «
учитывая
,
что
предложен
-
ная
выше
классификация
типов
дефектов
(
таблица
1
в
статье
)
использует
четкую
шкалу
оценки
отклонения
фактических
значений
параметров
от
предельно
до
-
пустимых
значений
,
Bj
→
k
могут
быть
приняты
условно
постоянными
и
получены
экспертно
на
основе
рассле
-
дования
большого
объема
ТН
» [1].
Однако
как
на
прак
-
тике
,
используя
метод
экспертных
оценок
,
получить
численные
значения
Bj
→
k
,
в
статье
также
не
рассма
-
тривается
.
При
этом
,
учитывая
,
что
вероятность
Bj
→
k
является
«
условно
постоянной
»,
то
она
не
зависит
от
фактического
ТС
конкретной
ЛЭП
.
Таким
образом
,
выражения
(2)
хотя
и
обладает
не
-
которой
оригинальностью
в
части
учета
вероятност
-
ного
характера
развития
дефектов
в
функциональных
узлах
ЛЭП
,
но
оно
достаточно
сложно
реализуемо
на
практике
,
и
требуется
численный
пример
,
поясняющий
правила
получения
количественных
оценок
значений
вероятностей
B
ij
и
Bj
→
k
,
что
в
статье
не
представлено
.
Авторы
статьи
не
использовали
предлагаемые
в
[28]
формулы
и
методические
указания
по
расчету
вероятности
отказа
функционального
узла
и
единицы
основного
технологического
оборудования
,
и
это
,
на
мой
взгляд
,
совершенно
правильно
.
После
выполне
-
ния
детального
анализа
методических
указаний
,
по
моему
мнению
,
применять
расчетные
выражения
,
при
-
веденные
в
[28],
для
оценки
вероятности
отказа
воз
-
душных
ЛЭП
или
ее
функциональных
узлов
,
как
и
лю
-
бого
другого
ЭО
,
в
настоящее
время
нецелесообразно
по
следующим
причинам
:
–
расчетное
выражение
,
приведенное
в
[28],
никак
не
связано
с
понятием
вероятности
отказа
из
тео
-
рии
вероятностей
и
теории
надежности
;
–
формула
вероятности
отказа
имеет
вид
,
не
соот
-
ветствующий
классическому
понятию
вероятности
события
,
а
вероятность
отказа
имеет
размерность
в
единицах
времени
(
годах
),
что
является
неверным
;
–
выражение
для
расчета
вероятности
отказа
пред
-
ставлено
линейной
функцией
,
без
какого
-
либо
обоснования
;
–
после
несложных
преобразований
,
с
учетом
[22],
можно
получить
,
что
вероятность
отказа
в
соот
-
ветствии
с
[28]
равна
износу
,
умноженному
на
соотношения
ИТС
до
и
после
ремонта
,
а
для
нового
ЭО
просто
равна
его
износу
,
что
сложно
пояснить
с
позиции
научного
подхода
;
–
непонятно
почему
для
вычисления
вероятности
отказа
по
представленному
в
[28]
выражению
выбран
расчетный
интервал
5
лет
для
любого
139
вида
ЭО
,
если
межремонтный
период
у
всех
видов
ЭО
разный
.
Таким
образом
,
методические
указания
,
введенные
приказом
Минэнерго
России
19.02.2019
г
.
№
123 [28],
нуждаются
в
совершенствовании
,
а
сам
приказ
в
уточ
-
нении
и
редактировании
,
например
,
на
основе
разра
-
ботанной
методики
,
приведенной
в
[32].
Опыт
эксплуатации
воздушных
ЛЭП
говорит
о
том
,
что
на
ТС
конкретной
линии
действуют
условия
эксплу
-
атации
,
режимы
работы
и
воздействующие
факторы
,
а
также
каждая
линия
связана
с
потребителем
,
имею
-
щим
конкретные
характеристики
и
требования
с
пози
-
ции
обеспечения
надежности
электроснабжения
.
По
-
этому
ТС
конкретной
ЛЭП
индивидуально
.
В
[23, 24]
предложены
выражения
,
которые
позво
-
ляют
определить
ИТС
оборудования
в
целом
с
учетом
ИТС
каждого
функционального
узла
,
определенного
,
в
свою
очередь
,
по
бальной
оценке
групп
параметров
ТС
.
Значение
ИТС
является
комплексной
оценкой
ТС
,
в
том
числе
и
для
ЛЭП
,
однако
он
может
не
позволить
выявить
отдельные
существенные
отклонения
пара
-
метров
ТС
,
обуславливающие
многократное
возраста
-
ние
риска
ТН
(
отказа
)
конкретной
ЛЭП
.
Перечень
таких
параметров
ТС
определен
заводской
документацией
и
НТД
,
а
для
формирования
технического
воздействия
на
ЛЭП
в
СУПА
введено
понятие
«
флага
».
Флаг
—
индикатор
(
принимает
значение
1
или
0),
показывает
необходимость
воздействия
на
ЛЭП
: 0 —
воздействие
не
требуется
, 1 —
воздействие
необходи
-
мо
.
Выделяют
следующих
флаги
:
флаг
«
Ремонт
следу
-
ющего
года
» (
при
установке
этого
флага
необходимо
воздействовать
на
ЛЭП
в
следующем
ремонтном
году
,
иначе
это
приведет
к
быстрому
ухудшению
ее
ТС
,
либо
к
выходу
ЛЭП
из
строя
);
флаг
«
Неотложный
ремонт
»
(
установка
этого
флага
указывает
на
необходимость
воздействия
на
ЛЭП
в
течение
30
календарных
дней
);
флаг
«
Аварийный
ремонт
» (
установка
этого
флага
ука
-
зывает
на
необходимость
немедленного
воздействия
на
ЛЭП
,
эксплуатация
ЛЭП
с
установленным
флагом
«
Аварийный
ремонт
»
запрещена
);
флаг
«
Контроль
»
(
при
установке
этого
флага
необходимо
производить
учащенный
диагностический
контроль
либо
произве
-
сти
дополнительные
измерения
и
испытания
ЛЭП
в
со
-
ответствии
с
действующими
НТД
).
Под
оптимизацией
диагностики
ЛЭП
подразумева
-
ется
выбор
частоты
,
глубины
,
методов
и
технических
средств
контроля
для
достоверной
оценки
ее
ТС
,
а
под
оптимизацией
технических
воздействий
понимается
выбор
сроков
и
объемов
воздействий
для
устранения
выявленных
в
ходе
диагностирования
дефектов
на
ЛЭП
.
Перед
выбором
воздействий
на
ЛЭП
необходимо
провести
диагностирование
ее
функциональных
узлов
и
определить
ИТС
для
ЛЭП
в
целом
.
Совместное
про
-
ведение
диагностирования
и
воздействия
может
вы
-
полняться
лишь
на
отключенной
и
выведенной
в
ре
-
монт
ЛЭП
,
в
соответствии
с
[5, 7],
кроме
того
случая
,
когда
ремонт
элементов
ЛЭП
выполняется
под
напря
-
жением
[33].
Поэтому
требует
пояснения
логика
выво
-
да
4
по
статье
[1],
из
которого
непонятно
,
что
такое
наи
-
более
оптимальный
способ
совместного
воздействия
?
Авторы
в
качестве
целевой
функции
оптимизации
предлагают
использование
одного
из
трех
критериев
:
максимизации
надежности
,
минимизации
стоимости
жизненного
цикла
,
максимизации
прибыли
.
Однако
в
статье
отсутствуют
рекомендации
о
том
,
какой
крите
-
рий
и
в
каком
случае
необходимо
применять
,
а
также
расчетные
примеры
реализации
этих
критериев
для
оптимизации
сценарной
диагностики
или
полной
диа
-
гностики
,
выполняемых
совместно
с
воздействием
на
ЛЭП
.
А
пример
,
приведенный
на
рисунке
6
статьи
[1],
свидетельствует
лишь
о
том
,
что
установленные
три
датчика
(
тяжения
подвески
,
наклона
опоры
и
тока
утечки
)
имеют
минимальную
стоимость
,
а
почему
они
повышают
надежность
ЛЭП
в
сравнении
с
другими
ме
-
тодами
контроля
и
каким
образом
получены
значения
рисков
,
и
почему
эти
значения
имеют
размерность
,
вы
-
раженную
в
рублях
,
из
приведенного
примера
не
по
-
нятно
.
Проанализируем
утверждение
вывода
5
— «
со
-
гласно
предложенному
подходу
,
сценарии
диагности
-
рования
составляются
с
учетом
скорости
развития
дефектов
,
свойственных
функциональному
узлу
ЛЭП
,
и
возможностей
доступных
средств
диагностирова
-
ния
.
Сценарии
могут
отличаться
количеством
приме
-
няемых
средств
диагностирования
и
номенклатурой
диагностируемых
ими
дефектов
» [1].
Это
утверждение
не
имеет
смысла
,
если
не
изложить
результаты
иссле
-
дований
о
том
,
как
определить
на
практике
скорость
развития
конкретного
дефекта
в
элементах
различных
по
конструкции
ЛЭП
,
эксплуатируемых
в
различных
фактических
условиях
,
режимах
работы
,
и
на
которые
воздействует
каждый
раз
уникальный
набор
эксплуата
-
ционных
факторов
?
Ответом
на
этот
вопрос
могла
бы
быть
приведен
-
ная
в
статье
интересная
таблица
3
с
исходными
дан
-
ными
для
рассматриваемого
примера
по
ЛЭП
110
кВ
на
железобетонных
опорах
[1].
Однако
по
этим
данным
имеются
многочисленные
вопросы
,
которые
ставят
под
сомнение
полученные
результаты
:
–
Непонятно
,
какие
исследования
являются
источ
-
ником
используемых
в
таблице
3
данных
.
–
Почему
параметр
потока
отказов
«
сегмента
»
ЛЭП
принят
3,9
отказов
на
100
км
,
если
,
согласно
при
-
веденным
в
таблице
3
данным
,
сумма
потоков
отказов
по
отдельным
причинам
равна
всего
0,044
отказов
на
100
км
?
Подставляя
данные
с
уче
-
том
обозначения
аббревиатур
из
таблицы
3,
полу
-
чим
параметр
потока
отказов
,
то
есть
0,008 (
ГИО
) +
+ 0,008 (
ДКР
) + 0,02 (
Загрязнение
изоляции
) +
+ 0,004 (
Природные
воздействия
) + 0,004 (
Износ
) =
= 0,044
отказов
на
100
км
,
на
один
«
сегмент
»
ЛЭП
.
–
Почему
сегмент
ЛЭП
110
кВ
длиной
1
км
,
состоя
-
щий
из
5
опор
,
имеет
не
4,
а
5
пролетов
?
–
Почему
скорость
развития
самого
быстроразвива
-
ющегося
дефекта
,
ведущего
к
отказу
,
имеет
такие
значения
?
Дефект
,
связанный
с
гололедно
-
измо
-
розевыми
отложениями
(
ГИО
),
развивается
менее
часа
—
это
сколько
(5
минут
или
55
минут
)
и
для
какого
региона
,
влажности
,
силы
ветра
и
т
.
д
.?
Дефект
ДКР
— 1
год
(8760
часов
) —
это
для
каких
видов
деревьев
или
кустарников
обеспечивается
такой
рост
ДКР
за
один
год
,
и
при
каких
климати
-
ческих
условиях
,
если
расстояние
от
провода
до
земли
на
таких
ЛЭП
не
менее
6
метров
?
Дефект
«
Загрязнение
изоляции
» —
также
1
год
—
для
какой
изоляции
:
фарфоровой
,
стеклянной
,
полимерной
?
№
2 (77) 2023
140
ДИАГНОСТИКА
И МОНИТОРИНГ
То
есть
через
год
любая
изоляция
,
на
которой
есть
загрязнение
,
откажет
?
Дефект
«
Природные
воз
-
действия
»
также
развивается
менее
часа
—
это
какие
воздействия
(
ветер
,
дождь
,
гололед
,
снего
-
пад
,
гроза
,
ледяной
дождь
,
экстремально
высокая
температура
,
экстремально
низкая
температура
,
все
вместе
),
непонятно
,
о
чем
идет
речь
?
Дефект
«
Износ
»
развивается
5
лет
—
это
износ
каких
функ
-
циональных
узлов
(
опора
,
провод
,
фундамент
,
изо
-
ляция
,
арматура
,
грозозащитный
трос
,
вся
ЛЭП
)
приведет
к
отказу
за
5
лет
?
Как
определяется
такой
износ
для
каждого
функционального
узла
?
Жизненный
цикл
объекта
,
в
том
числе
и
ЛЭП
,
вклю
-
чает
:
конструирование
,
проектирование
,
изготовление
,
транспортировку
,
монтаж
,
эксплуатацию
,
ремонт
,
вы
-
вод
из
эксплуатации
и
демонтаж
,
утилизацию
объекта
.
Тогда
для
какого
этапа
(
или
группы
этапов
)
жизненно
-
го
цикла
написан
вывод
6
,
который
декларирует
,
что
«
стратегия
воздействия
на
жизненный
цикл
оборудо
-
вания
определяет
приоритетные
сценарии
диагности
-
рования
и
технического
воздействия
» [1].
Непонятно
для
каких
этапов
жизненного
цикла
предполагается
применять
сценарную
диагностику
.
ВЫВОДЫ
И
ПРЕДЛОЖЕНИЯ
1.
Проведение
в
настоящее
время
научных
исследо
-
ваний
в
области
СУР
электросетевых
компаний
яв
-
ляется
важной
и
актуальной
задачей
.
Авторы
статьи
[1]
исходят
из
того
,
что
целью
РОП
является
минимизация
совокупной
стоимости
владе
-
ния
активом
и
получение
максимальной
прибыли
элек
-
тросетевой
компанией
.
В
качестве
научной
новизны
своего
исследования
они
выдвигают
тезис
о
внедрении
РОП
на
основе
сценарной
диагностики
,
которая
с
це
-
лью
уменьшения
затрат
на
определение
ТС
воздушных
ЛЭП
выполняется
в
сокращенном
объеме
.
По
моему
мнению
,
целью
РОП
является
обеспе
-
чение
надежности
и
безопасности
функционирования
объектов
энергетики
,
бесперебойное
электроснаб
-
жение
потребителей
,
а
обеспечение
финансовой
эф
-
фективности
ведения
производственной
деятельности
электросетевых
компаний
должно
реализовываться
на
основе
уменьшения
количества
внеплановых
,
аварий
-
но
-
восстановительных
работ
и
сокращения
потребно
-
сти
в
аварийном
резерве
.
Научной
базой
такого
подхода
является
определение
вероятности
отказа
оборудова
-
ния
с
учетом
оценки
его
фактического
ТС
,
полученной
на
основе
результатов
технического
диагностирования
.
Разные
парадигмы
реализации
СУР
дают
возмож
-
ность
системно
проанализировать
различные
подходы
и
выбрать
для
электросетевых
компаний
тот
вариант
,
который
наиболее
полно
отвечает
цели
бизнес
-
про
-
цесса
«
Эксплуатационная
деятельность
»
по
снижению
аварийности
,
обеспечению
надежности
и
безопасности
функционирования
,
эффективности
осуществления
процессов
эксплуатации
,
проведения
ТОиР
и
ТПиР
с
учетом
фактического
ТС
оборудования
подстанций
и
ЛЭП
.
При
этом
лучшие
предложения
из
различных
подходов
должны
быть
интегрированы
в
принятом
ва
-
рианте
СУР
электросетевой
компании
.
2.
По
моему
мнению
,
внедрение
сценарной
диагно
-
стики
и
отказ
от
полного
диагностирования
ЛЭП
,
опре
-
деленного
в
отраслевых
НТД
,
является
крайне
опасным
,
так
как
может
увеличивать
риск
потери
ценной
диагно
-
стической
информации
,
способствует
возникновению
ошибок
в
обнаружении
дефектов
и
мест
их
нахожде
-
ния
,
приведет
к
ложному
трактованию
прогноза
раз
-
вития
дефекта
,
а
также
к
неправильной
интегральной
оценке
ТС
из
-
за
недостоверного
определения
факти
-
ческих
значений
ИТС
.
Изложенный
в
статье
[1]
мате
-
риал
и
полученные
результаты
не
опровергают
раз
-
вития
такой
ситуации
в
случае
внедрения
сценарной
диагностики
.
Дальнейшее
продвижение
сценарной
диагностики
не
решает
проблему
РОП
в
электросе
-
тевом
комплексе
,
а
скорее
наоборот
,
усугубляет
эту
проб
лему
и
может
привести
к
увеличению
вероятно
-
сти
отказа
оборудования
подстанций
и
воздушных
ЛЭП
из
-
за
ошибочного
определения
сроков
и
объ
-
емов
технических
воздействий
.
Оценка
уровня
технологического
риска
также
требует
оценки
вероятности
отказа
воздушной
ЛЭП
с
учетом
ее
ТС
,
то
есть
использования
диагностиро
-
вания
в
полном
,
а
не
сокращенном
объеме
.
Кроме
того
,
необходима
оценка
ущерба
от
последствий
от
-
каза
ЛЭП
,
которая
может
многократно
превосходить
затраты
на
полное
диагностирование
.
Таким
образом
,
предлагаемый
авторами
подход
по
внедрению
сценарной
диагностики
может
привести
к
негативным
последствиям
для
достоверной
оцен
-
ки
фактического
ТС
воздушных
ЛЭП
,
к
увеличению
вероятности
отказа
ЛЭП
и
повышению
уровня
техно
-
логического
риска
,
что
делает
внедрение
сценарной
диагностики
неоправданным
для
электросетевого
комплекса
России
.
3.
Несмотря
на
отмеченные
недостатки
и
нераскры
-
тые
в
статье
вопросы
,
по
моему
мнению
,
авторы
могут
при
выполнении
дальнейших
исследований
получить
интересные
результаты
в
части
разработки
сценариев
диагностирования
на
основе
проведения
не
сокращен
-
ного
,
а
полного
объема
диагностических
мероприятий
на
воздушных
ЛЭП
в
условиях
внедрения
РОП
.
Осно
-
вой
для
проведения
таких
исследований
является
но
-
вая
информация
,
приведенная
в
таблицах
1, 2, 3,
на
рисунках
3, 4
и
6,
а
также
целевые
функции
оптимиза
-
ции
(3)–(6)
и
пояснения
к
ним
[1].
В
этой
части
,
по
мо
-
ему
мнению
,
могут
быть
проведены
многовариантные
расчеты
и
получены
новые
результаты
.
В
случае
на
-
учного
обоснования
достоверности
исходной
инфор
-
мации
и
моделей
оптимизации
,
приведенные
данные
и
математические
модели
могут
служить
основанием
для
дальнейших
исследований
в
рамках
реализации
СУР
при
эксплуатации
воздушных
ЛЭП
.
4.
Для
реализации
СУР
требуется
дальнейшая
работа
электросетевых
компаний
по
разработке
и
внедрению
НТД
,
а
также
совершенствованию
дей
-
ствующих
НТД
на
уровне
Минэнерго
России
.
Так
,
например
,
назрела
острая
необходимость
внесения
изменений
в
методические
указания
по
расчету
ве
-
роятности
отказа
функционального
узла
и
единицы
основного
технологического
оборудования
и
оценки
последствий
такого
отказа
[28],
которые
имеют
яв
-
ные
недоработки
,
что
не
позволяет
получать
пра
-
вильные
научно
обоснованные
результаты
.
Это
,
в
свою
очередь
,
затрудняет
получение
достоверных
оценок
технологических
рисков
при
эксплуатации
оборудования
подстанций
и
ЛЭП
.
в
о
з
д
у
ш
н
ы
е
л
и
н
и
и
141
ЛИТЕРАТУРА
1.
Титов
Д
.
Е
.,
Грязина
Е
.
А
.,
Поно
-
марев
Е
.
Ю
.,
Лукичева
И
.
А
.,
Цит
-
рин
П
.
В
.
Сценарная
диагностика
состояния
воздушных
линий
элек
-
тропередачи
//
ЭЛЕКТРОЭНЕР
-
ГИЯ
.
Передача
и
распределение
,
2023,
№
1(76).
С
. 92–101.
2.
Правила
технической
эксплуата
-
ции
электрических
станций
и
се
-
тей
Российской
Федерации
.
Утв
.
Приказом
Минэнерго
России
от
04
октября
2022
года
№
1070.
URL: https://docs.cntd.ru/document/
352246445.
3.
РД
34.20.501-95.
Правила
техни
-
ческой
эксплуатации
электриче
-
ских
станций
и
сетей
Российской
Федерации
.
М
.:
СПО
ОРГРЭС
,
1996. 160
с
.
4.
РД
34.45.-51.300-97.
Объем
и
нор
-
мы
испытания
электрооборудова
-
ния
.
М
.:
Издательство
НЦ
ЭНАС
,
2004. 256
с
.
5.
СТО
34.01-23.1-001-2017.
Объем
и
нормы
испытания
электрообо
-
рудования
.
Стандарт
организации
ПАО
«
Россети
».
Введен
Распоря
-
жением
от
29.05.2017
№
280
р
.
6.
Приказ
Минэнерго
России
от
25
ок
-
тября
2017
г
.
№
1013 «
Об
утвержде
-
нии
требований
к
обеспечению
на
-
дежности
электроэнергетических
систем
,
надежности
и
безопасно
-
сти
объектов
электроэнергетики
и
энергопринимающих
установок
«
Правила
организации
техническо
-
го
обслуживания
и
ремонта
объ
-
ектов
электроэнергетики
». URL:
https://base.garant.ru/71907490/.
7.
Типовая
инструкция
по
эксплуата
-
ции
воздушных
линий
электропере
-
дачи
напряжением
35–800
кВ
.
Ч
. 1.
М
.:
СПО
ОРГРЭС
, 1991. 108
с
.
8.
Сви
П
.
М
.
Методы
и
средства
диа
-
гностики
оборудования
высокого
напряжения
.
М
.:
Энергоатомиздат
,
1992. 240
с
.
9.
Сборник
методических
пособий
по
контролю
состояния
электрообо
-
рудования
.
Под
ред
.
Ф
.
Л
.
Когана
.
М
.:
АО
«
Фирма
ОРГРЭС
», 1999.
493
с
.
10.
Алексеев
Б
.
А
.
Контроль
состояния
(
диагностика
)
крупных
силовых
трансформаторов
.
М
.:
Изд
-
во
НЦ
ЭНАС
, 2002. 216
с
.
11.
Клюев
В
.
В
.
и
др
.
Неразрушающий
контроль
и
диагностика
:
справоч
-
ник
.
Под
ред
.
В
.
В
.
Клюева
.
М
.:
Ма
-
шиностроение
, 2003. 657
с
.
12.
Положение
ПАО
«
ФСК
ЕЭС
» «
О
еди
-
ной
технической
политике
в
элек
-
тросетевом
комплексе
». URL:
https://www.fsk-ees.ru/upload/docs/
20221020_TP_FSK_EES.pdf.
13.
Назарычев
А
.
Н
.,
Андреев
Д
.
А
.
Ме
-
тоды
и
математические
модели
комплексной
оценки
технического
состояния
электрооборудования
.
Иваново
:
Ивановский
государ
-
ственный
энергетический
универ
-
ситет
, 2005. 223
с
.
14.
Арбузов
Р
.
С
.,
Овсянников
А
.
Г
.
Со
-
временные
методы
диагностики
воздушных
линий
электропере
-
дачи
.
Новосибирск
:
Наука
, 2009.
136
с
.
15.
Вдовико
В
.
П
.
Методология
диагно
-
стирования
высоковольтного
электро
-
оборудования
.
Новосибирск
:
Наука
,
2011. 119
с
.
16.
Назарычев
А
.
Н
.,
Таджибаев
А
.
И
.,
Титков
В
.
В
.,
Халилов
Ф
.
Х
.
Основы
управления
техническим
состоя
-
нием
электрооборудования
.
Учеб
.
пособие
.
СПб
.:
Изд
-
во
Политехн
.
ун
-
та
, 2015. 204
с
.
17.
Высогорец
С
.
П
.
Комплексное
диа
-
гностическое
обследование
сило
-
вых
трансформаторов
.
Проблемы
и
перспективы
развития
//
Энерго
-
Эксперт
, 2016,
№
3(56).
С
. 24–29.
18.
Манусов
В
.
З
.,
Левин
В
.
М
.,
Халь
-
смаа
А
.
И
.,
Ахьеев
Дж
.
С
.
Приме
-
нение
методов
искусственного
интеллекта
в
задачах
технической
диагностики
электрооборудования
электрических
систем
.
Под
общ
.
ред
.
В
.
З
.
Манусова
.
Новосибирск
:
Изд
-
во
НГТУ
, 2020. 446
с
.
19.
Дарьян
Л
.
А
.,
Голубев
П
.
В
.,
Образ
-
цов
Р
.
М
.
Технико
-
экономическая
целесообразность
применения
систем
диагностического
монито
-
ринга
высоковольтного
оборудова
-
ния
//
Библиотечка
электротехни
-
ка
, 2020,
№
9(261).
С
. 1–112.
20.
Назарычев
А
.
Н
.,
Потапов
А
.
И
.,
Майоров
А
.
В
.
и
др
.
Контроль
и
уп
-
равление
качеством
электроэнер
-
гии
,
диагностика
и
надежность
обо
-
рудования
энергетических
систем
.
Т
. 1:
Диагностика
,
ресурс
,
надеж
-
ность
объектов
энергетики
.
СПб
.:
Политехника
Сервис
, 2022. 611
с
.
21.
Майоров
А
.
В
.,
Львов
М
.
Ю
.,
Кулю
-
хин
С
.
А
.,
Львов
Ю
.
Н
.,
Лютько
Е
.
О
.
Оценка
технического
состояния
силовых
трансформаторов
и
ав
-
тотрансформаторов
напряжением
110
кВ
и
выше
.
М
.: «
ЭЛЕКТРО
-
ЭНЕРГИЯ
.
Передача
и
распреде
-
ление
», 2022. 128
с
.
22.
Постановление
Правительства
Рос
-
сийской
Федерации
от
19.12.2016
г
.
№
1401 «
О
комплексном
опреде
-
лении
показателей
технико
-
эко
-
номического
состояния
объектов
электроэнергетики
,
в
том
числе
показателей
физического
износа
и
энергетической
эффективности
объектов
электросетевого
хозяй
-
ства
,
и
порядка
осуществления
мониторинга
таких
показателей
».
URL: https://www.garant.ru/products/
ipo/prime/doc/71470850/.
23.
Приказ
Минэнерго
России
от
26
июля
2017
г
.
№
676 «
Об
утверждении
ме
-
тодики
оценки
технического
состо
-
яния
основного
технологического
оборудования
и
линий
электропере
-
дачи
электрических
станций
и
элек
-
трических
сетей
». URL: https://docs.
cntd.ru/document/456088008.
24.
Приказ
Минэнерго
России
от
17
марта
2020
г
.
№
192 «
О
внесении
измене
-
ний
в
методику
оценки
техническо
-
го
состояния
основного
техноло
-
гического
оборудования
и
линий
электропередачи
электрических
станций
и
электрических
сетей
,
ут
-
вержденную
приказом
Минэнерго
России
от
26
июля
2017
г
.
№
676».
URL: http://publication.pravo.gov.ru/
Document/View/0001202005180047.
25.
Надежность
систем
энергетики
.
Сборник
рекомендуемых
терминов
.
М
.:
ИАЦ
«
Энергия
», 2007. 191
с
.
26.
Назарычев
А
.
Н
.,
Крупенев
Д
.
С
.
На
-
дежность
и
оценка
технического
со
-
стояния
оборудования
систем
элек
-
троснабжения
:
учебное
пособие
.
Новосибирск
:
Наука
, 2020. 224
с
.
27.
Непомнящий
В
.
А
.
Надежность
оборудования
энергосистем
.
М
.:
«
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ
.
Передача
и
распределение
», 2013. 196
с
.
28.
Приказ
Минэнерго
России
от
19
фев
-
раля
2019
г
.
№
123 «
Об
утверж
-
дении
методических
указаний
по
расчету
вероятности
отказа
функ
-
ционального
узла
и
единицы
ос
-
новного
технологического
оборудо
-
вания
и
оценки
последствий
такого
отказа
». URL: https://www.garant.ru/
products/ipo/prime/doc/72113770/.
29.
Стратегия
развития
электросете
-
вого
комплекса
Российской
Фе
-
дерации
.
Распоряжением
Прави
-
тельства
Российской
Федерации
от
03.04.2013
№
511-
р
. (
ред
.
от
29.11.2017
№
2664-
р
). URL: http://
government.ru/docs/all/86843/.
30.
Положение
о
системе
управления
рисками
ПАО
«
ФСК
ЕЭС
» (
новая
редакция
).
Утверждено
решени
-
ем
Совета
директоров
ПАО
«
ФСК
ЕЭС
»,
протокол
от
11.03.2021
№
530.
М
., 2021. 20
с
.
31.
Политика
управления
рисками
ПАО
«
Россети
Ленэнерго
» (
новая
редакция
).
Утверждена
Советом
директоров
19.02.2021 (
протокол
от
20.02.2021
№
53)
и
введена
в
действие
приказом
от
22.03.2021
№
132.
СПб
., 2021. 19
с
.
32.
Андреев
Д
.
А
.,
Назарычев
А
.
Н
.,
Тад
-
жибаев
А
.
И
.
Определение
вероят
-
ности
отказа
оборудования
элек
-
тросетевых
предприятий
на
основе
оценки
технического
состояния
.
Под
ред
.
А
.
Н
.
Назарычева
.
СПб
:
ФГАОУ
ДПО
«
ПЭИПК
», 2017. 194
с
.
33.
Барг
И
.
Г
.,
Полевой
С
.
В
.
Ремонт
воздушных
линий
электропереда
-
чи
под
напряжением
.
М
.:
Энерго
-
атомиздат
, 1989. 224
с
.
№
2 (77) 2023
Оригинал статьи: Техническая диагностика оборудования в системе управления рисками электросетевых компаний
Отклик на статью «Сценарная диагностика состояния воздушных линий электропередачи». Проанализированы возможные последствия применения «сценарной диагностики». Рассмотрена роль технической диагностики оборудования в системе управления рисками электросетевых компаний. Сформулированы предложения по риск-ориентированному управлению эксплуатацией оборудования на основе определения вероятности отказов с учетом технического состояния. Даны рекомендации по совершенствованию нормативно-технических документов.
