Умные беспилотники, высокотемпературные провода и новые методики. Обзор заседания секций НТС ПАО «Россети» | Новости энергетики «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»

27 ноября 2024 года состоялось заседание секции № 1 «Технологии и оборудование линий электропередачи» Научно-технического совета (НТС) ПАО «Россети». Повестку мероприятия составили два вопроса: разработка программно-аппаратного комплекса для интеллектуального обнаружения объектов исследования и автоматического построения полетных заданий беспилотных воздушных судов различного типа и особенности механического расчета высокотемпературных проводов с учетом их экспериментальных характеристик растяжения. Кроме того, совместно с секцией № 2 «Технологии и оборудование подстанций» НТС ПАО «Россети» был рассмотрен вопрос о разработке методики расчета допустимого количества отключений для электрической сети 0,4–220 кВ по видам оборудования, исходя из территориально-климатических особенностей и технико-экономических условий работы электросетевого комплекса.

За ходом заседания следили специалисты журнала «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение». Обзор выступлений и фоторепортаж — в нашем материале.

Доклад по первому вопросу представил участникам заседания начальник управления технологического развития и цифровизации филиала ПАО «Россети Центр» — «Липецкэнерго» Олег Середкин.

Поскольку значительная часть воздушных линий, находящихся в зоне ответственности «Россети Центр», проходит в труднодоступной местности (болота, переходы через реки, густые леса), верховые осмотры с помощью беспилотных воздушных судов (БВС) являются необходимой мерой диагностики их состояния. Исходя из этого в рамках проведения научно-исследовательской работы (НИР) было создано комплексное решение для диагностики ВЛ с помощью БВС, которое нацелено на решение двух основных задач: повышение достоверности результатов осмотров ВЛ.

Работа началась в 2017 году и проходила в 4 этапа, рассказал Олег Середкин. На первом этапе был создан программно-аппаратный комплекс (ПАК) для автоматического обследования ВЛ с помощью БВС, разработана взлетно-посадочная станция для беспилотников, доработаны сами БВС и программное обеспечение для них. На втором этапе была создана и апробирована мобильная лаборатория для диагностики ВЛ 35–110 кВ с помощью БВС. Третьим этапом стала практическая апробация всех наработок первых двух этапов, которая подтвердила жизнеспособность и эффективность созданного комплексного решения. В настоящий момент работа находится на четвертом этапе — происходит инсталляция нейросетевых алгоритмов в БВС для автоматической настройки маршрута полета и угла фотофиксации. Завершить четвертый этап планируется уже в следующем году.

С подробностями данного проекта можно ознакомиться в статье «Применение нейронных сетей для интеллектуального анализа состояния воздушных линий электропередачи с использованием беспилотных воздушных судов», опубликованной в журнале «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 6(87), ноябрь-декабрь 2024 года. Статья находится в открытом доступе на сайте издания.

Доклад по второму вопросу повестки заседания представила доцент кафедры электроэнергетических систем (ЭЭС) ФГБОУ ВО «НИУ МЭИ», к.т.н. Ирина Платонова.

Как отметила спикер, по данным «Системного оператора» в текущем году были зафиксированы два абсолютных исторических максимума потребления мощности в объединенной энергосистеме Юга: зимний — 20 950 МВт (13 января 2024 г.) и летний — 21 126 МВт (17 июля 2024 г.). «Тот факт, что летний максимум нагрузки превысил зимний на 176 МВт, заставляет в корне пересматривать методики проектирования и подход к эксплуатации электрических сетей для южных регионов России», — подчеркнула Ирина Платонова

При таких условиях для обеспечения надежности электроснабжения потребителей требуется как введение новых генерирующих мощностей, так и повышение пропускной способности электрических сетей.

«Пропускная способность воздушных линий 35–220 кВ, как правило, определяется условиями не превышения длительно допустимого тока, — говорит Ирина Платонова. — В свою очередь длительно допустимый ток ограничивается температурой допустимого нагрева проводов, а на существующих линиях также необходимостью соблюдения габаритов от проводов до поверхности земли и пересекаемых объектов ».

В ряде случаев проблема недостаточных вертикальных габаритов может быть решена в ходе проведения плановых работ по ремонту и техническому обслуживанию ВЛ. Однако существуют ситуации, когда отсутствуют необходимые габариты, так и прочности опор и фундаментов, что, как правило, влечет за собой необходимость строительства новой ВЛ. Но в ряде случаев альтернативой строительству может стать и замена на высокотемпературные (ВТП).

Замена проводов на ВТП примерно равного диаметра позволит увеличить длительно допустимый ток ВЛ, при этом не повышая нагрузку на опоры и не увеличивая провисание проводов, подчеркнула Ирина Платонова.

Далее в докладе были приведены основные характеристики существующих на рынке ВПТ, проанализирована мировая практика их применения, проведено сравнение основных материалов для производства токоведущей части и сердечника ВТП.

Отдельно в ходе обсуждения отмечена целесообразность разработки методики для выбора проводов нового типа, в том числе ВТП.

Добавим, более подробно данная тема раскрывается в статье Ирины Платоновой, запланированной к публикации в ближайшем выпуске журнала «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(88) январь-февраль 2025 года.

Третьим пунктом повестки заседания стало совместное рассмотрение двумя секциями НТС ПАО «Россети» результатов НИР «Разработка методики расчета допустимого количества отключений для электрической сети 0,4–220 кВ (участков сети, ЛЭП и ПС) по видам оборудования, исходя из территориально-климатических особенностей и технико-экономических условий работы электросетевого комплекса».

С докладом перед собравшимися выступил Артем Ванин, к.т.н, доцент кафедр ТОЭ и ЭЭС «НИУ «МЭИ».

Обозначая проблематику, спикер отметил, что плановые показатели П_saidi и П_saifi ежегодно снижаются не менее чем на 1,5%, что в пределе приводит к нулевым значениям. Однако на практике достижение нулевых значений технически не реализуемо, а также противоречит принципу технико-экономической обоснованности уровня надежности, который реализуется через риск-ориентированный подход на основе индексов технического состояния. В такой ситуации возникает необходимость определить допустимый уровень надежности, при достижении которого сетевая организация в дальнейшем должна его поддерживать без требований к улучшению.

Для решения данного вопроса в 2021 году по предложению Ситуационно-аналитического центра ПАО «Россети» в ПАО «Россети Московский регион» инициирована научно-исследовательская работа по разработке методики определения количественных значений допустимых отключений объектов электросетевого хозяйства в условиях текущей эксплуатации и их влияния на показатели надежности.

Работа проводилась в четыре этапа. На первом из них был проведен анализ статистики и мировой практики нормирования показателей надежности. На втором этапе анализировалась статистика аварийных отключений, и формировались вероятностные показатели возникновения аварийных отключений. Третьим этапом стала собственно разработка методики определения предельных значений показателей надежности. Четвертым этапом является оформление итогового варианта методики расчета допустимого количества отключений для сети, участков сети, ЛЭП и оборудования.

В результате была создана методика, позволяющая определить допустимую частоту отключения объектов электросетевого хозяйства в условиях текущей эксплуатации на основе ретроспективных данных об эксплуатации и актов расследования причин аварий. Кроме того, данная методика может применяться при обосновании плановых показателей надежности очередного периода долгосрочного регулирования. Методика носит универсальный характер и может применяться в любой электросетевой организации, где обеспечивается сбор и учет необходимых исходных данных.

Более подробно данная тема раскрывается в статье технических специалистов ПАО «Россети Московский регион» «Оценка допустимого уровня надежности электрических сетей в условиях текущей эксплуатации», опубликованной в журнале «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 3(84), май-июнь 2024 года.