Анализ влияния инвестиций в техническое обслуживания на частоту аварийных отказов ВЛ 6-10 кв.

Введение.

Опыт эксплуатации и многочисленные исследования показывают, что количество отключений, приходящихся на ВЛ 6-10 кВ всегда превышает количество отключений на ВЛ более высокого напряжения.

Для определения соотношения аварийности линий электропередач (ЛЭП) разных типов и напряжений, удобны в рассмотрении системы электроснабжения крупных предприятий, включающие в себя все стадии движения электрической энергии от ее выработки до преобразования и потребления.

Анализ статистических данных аварийности многоуровневой энергосистемы предприятия ОАО «Магнитогорский Металлургический Комбинат» за период с 2007—2013 гг. [1], включающей в себя основные электростанции ТЭС, ПВЭС, узловые электростанции и ВЛ напряжением 10-220 кВ, показал, что 30,43% отключений приходится на воздушные линии, из них 51,5 % отключений на ВЛ напряжением 10 кВ.

Исследование.

Показатель аварийности, отнесенный к фондам предприятий, преобладающими техническими ресурсами которых являются ВЛ 6-10 кВ, показывает колоссальные убытки, вызванные аварийными отключениями. Что в свою очередь обуславливает необходимость детального изучения низкого уровня устойчивости ВЛ 6 –10 кВ к различным возмущениям, и поиска средств увеличения их прочности.

Филиал «МРСК-Центра» – «Орелэнерго» основной поставщик электроэнергии предприятиям АПК Орловской области. Статистические данные, раскрывающие производственный потенциал филиала и опубликованные на официальном сайте показывают, что ВЛ напряжением 6 –10 кВ являются преобладающим фондом компании и составляют 45,3 % от общей протяженности всех ЛЭП.

Таблица 1 – Протяженность ЛЭП филиала «МРСК-Центра» – «Орелэнерго»

Исполнение, класс напряжения	Протяженность, км.	% от общей протяженности ЛЭП
ВЛ 110 (220) кВ	1641,86	5,76
ВЛ 35 кВ	1891,84	6,64
ВЛ 6–10 кВ	12913,69	45,33
ВЛ 0,4 кВ	11922,79	41,85
Итого ВЛ	28370,18	99,58
КЛ 110 кВ	0,98	0,003
КЛ 35 кВ	0,76	0,002
КЛ 6–10 кВ	92,67	0,33
КЛ 0,4 кВ	25,41	0,09
Итого КЛ	119,82	0,42

Для оценки размера ущерба, вызванного аварийными отключениями ВЛ 6 – 10 кВ произведен анализ статистических данных (см. таблицу 2). Исходными данными для анализа послужили отчёты об авариях (технологических нарушениях) с 2008 – 2013 гг. и отчеты о проведенных капитальных ремонтах (КР) с 2008 – 2011 по филиалу ОАО «МРСК-Центра» – «Орелэнерго»[2].

Таблица 2– Погодичный уровень аварийных отключений (инцидентов), недоотпуска электроэнергии и затрат на ремонт ВЛ 6-10 кВ

Год	2008	2009	2010	2011	2012	2013
Инциденты, шт.	1 080	1 866	1 416	1 925	1 878	1 425
Недоотпуск эл. энергии, кВт∙ч	336,67	424,54	305,82	328,38	200,72	254,53
Затраты на КР ВЛ до 10 кВ, тыс. руб.	20833,46	22102,12	27 144,2	29 900,3	33 397	36 913,4

Из данных таблицы 2 видно следующее.

• 1.    Затраты на КР, ВЛ возрастают практически линейно (см. рисунок 1).

• 2.    Суммарный недооттпуск электроэнергии колебательно изменяется и в целом имеет тенденцию к снижению (см. рисунок 2).

• 3.    Количество аварийных отключений (инцидентов) год от года колеблется, но в целом имеет тенденцию к увеличению (см. рисунок 3).

Исходя из построенных зависимостей можно сделать вывод о том, что возрастающий уровень инвестиций в техническое обслуживание ВЛ 6–10 кВ, в целом положительно сказывается снижении количества недоотпущенной по причине отключений электроэнергии. При этом стоит отметить, что количество аварийных отключений имеет тенденцию к увеличению, что в свою очередь требует логического объяснения.

Рисунок 1.– Погодичное распределение затрат на техническое обслуживание ВЛ 6-10 кВ по филиалу ОАО «МРСК-Центра» –

«Орелэнерго»

Рисунок 2.– Погодичный недоотпуск электроэнергии по филиалу

ОАО «МРСК-Центра» – «Орелэнерго»

Рисунок 3. Погодичное количество инцидентов по филиалу ОАО «МРСК-Центра» – «Орелэнерго»

Для объяснения причин обратно пропорциональной зависимости количества инцидентов, связанных с отключением электроэнергии от уровня капиталовложений в обслуживание ВЛ, произведен анализ статистических данных из оперативных справок по Орловскому РЭС филиала ОАО «МРСК-Центра» – «Орелэнерго» за 2013 г. В оперативные справки включена информация об отключениях, не ликвидированных действием автоматического повторного включения (АПВ).

Оперативные справки содержат следующую информацию.

• – Наименование ПС, питающей присоединение;

  – Номер присоединения;

  – Дату и время отключения;

  – Причину отключения;

  – Время ликвидации причины отключения.

Анализ произведен по 24-м ВЛ, питающихся от 12-ти ТП.

Для целей проводимого исследования причины отключений разделены на следующие группы:

• 1.    Выявленные повреждения.

  –Повреждения элементов сети, обнаруженные после отключения ВЛ.

• 2.    Не выявленные повреждения.

  – Повреждения, при которых сработала сигнализация «земля», но поврежденные элементы небыли обнаружены.

  – Неустановленные причины, самоустранившиеся при ручном повторном включении (РПВ).

  – Неустановленные причины в целях локализации которых применено секционирование (отключение части участков ВЛ при помощи секционирующих пунктов, разъединителей, реклоузеров и т.д.).

Результаты сведены в таблицу 3.

Таблица 3 – Причины аварийных отключений в сетях 6-10 кВ и время их ликвидации в Орловском РЭС филиала ОАО «МРСК-Центра» – «Орелэнерго»

№	Причина	Кол-во, шт	Соотн ошен ие, %	Время ликвидации (самоликви дации), мин	Среднее время ликвидации, мин
Выявленные повреждения
1	Повреждения оборудования	42	25	7950	189,29
	Не выявленные повреждения
4	Повреждения, при которых сработала сигнализация «земля», но поврежденные элементы не были обнаружены	21	12,5	2714	129,24	64,2
5	Неустановлен ные причины, самоустранив шиеся при РПВ	89	53	2599	29,2
6	Неустановлен ные причины, в целях локализации которых применено секционирова ние	16	9,5	2775	173,44

Наибольшая продолжительность отключения составляет 189,29 минуты, требующихся для ликвидации выявленных повреждений оборудования ВЛ. При этом количество выявленных повреждений составляет 25 % от общего числа аварийных отключений.

Выявленные причины повреждений, предшествующие отключениям представлены в таблице 4.

Таблица 4 Выявленные причины отключений

Причина отключения		Предшествующее повреждение
Двойные замыкания на землю	1	Обрыв вязки на изоляторе
	2	Обрыв провода с касанием земли
	3	Разрушение изоляторов на опорах, разъединителях, ТП.
Междуфазные замыкания
	4	Падение деревьев и ветвей
	5	Разрушение разрядников
	6	Выход из строя оборудования ТП
	7	Выход из строя кабельной муфты
	8	Выпадение крюков на деревянных опорах, перехлест проводов.
	9	Обрывы проводов

Преобладающее количество отключений имеет не выявленные причины (75 %), средняя продолжительность времени их ликвидации составляет 64,2 минуты.

Наиболее вероятные причины отключений - быстрое обнаружение которых затруднено по техническим причинам, представлены в таблице 5.

Таблица 5 – Невыявленные причины отключений

Причина отключения		Предшествующее повреждение
Двойные замыкания на землю	1	Дуговой пробой фарфоровой изоляции опор, разъединителей и ТП.
	2	Пробой «земляной» изоляции кабельной вставки
	3	Перекрытие изоляции при сильном загрязнении или увлажнении.
	4	Срабатывание разрядника при наличии замыкания на землю на разноименной фазе.
	5	Касание ветвей деревьев провода.
Междуфазные замыкания
	6	Перекрытие при разряде молнии в опору или провод
	7	Перекрытие     при     индуцированном перенапряжении
	8	Перекрытие птицами

Приведённые в таблице 5 повреждения с высокой вероятностью имеют неустойчивый характер. Большая их часть устраняется при однократном АПВ. Электрическая прочность изоляции в части случаев восстанавливается с течением времени, о чем свидетельствует 53 % отключений, устранившихся от РПВ и 12,5 % процентов случаев восстановления показаний сигнализации после РПВ. Оставшаяся часть приобретает устойчивый характер, но требует для своего обнаружения значительного времени. Для минимизации количества обесточенных потребителей, в части случаев применено отключение участка ВЛ с устойчивым повреждением секционирующими пунктами - 9,5 % случаев.

Для определения влияния эффективности проводимых ремонтов на динамику отключений, выполнено соотношение видов проводимых работ согласно [3] с причинами повреждений, (см. таблицы 4 и 5).

Таблица 6-Сотношение мероприятий, проводимых в сетях 6-10 кВ при ремонте с причинами отключений

№	Мероприятия, производимые при ремонте по прил. 12 [3]	№ таблицы с причиной повреждения	Описание причин отключения по таблицам 2и3
1	Расчистка просек ВЛ от кустарников, сваленных деревьев и сучьев, поддержание ширины просеки в размере, установленном проектом.	4	Падение деревьев и ветвей
		5	Касание     ветвей деревьев провода.
2	Вырубка вне просеки деревьев, угрожающих падением на провода и опоры ВЛ.	4	Падение деревьев и ветвей
3	Выправка опор, подсыпка и уплотнение грунта у оснований опор.	4	Обрывы проводов
4	Замена стоек, траверс, подкосов, приставок.	4	Обрывы проводов Выпадение крюков на деревянных опорах, перехлест проводов.
5	Установка дополнительных приставок и подкосов.	4	Обрывы проводов Выпадение крюков на деревянных опорах, перехлест проводов.
6	Перетяжка, замена и ремонт (установка и замена соединителей, ремонтных муфт, бандажей) проводов, замена ответвлений от ВЛ к вводу в жилые дома и производственные здания.	4	Обрывы проводов

Продолжение таблицы 6

7	Устройство двойных креплений.	4	Обрывы проводов Выпадение крюков на деревянных опорах, перехлест проводов.
8	Замена изоляторов на опорах, разъединителях.	4	Разрушение изоляторов на опорах, разъединителях, ТП.
9	Установка дополнительных изоляторов.	5	Перекрытие изоляции при сильном загрязнении или увлажнении. Обрывы проводов
10	Замена крюков и штырей.	4	Обрывы проводов Выпадение крюков на деревянных опорах, перехлест проводов.
11	Регулировка, ремонт или замена разъединителей.	4	Разрушение изоляторов на опорах, разъединителях, ТП.
12	Замена заземляющих спусков, устройство заземления.	5	Перекрытие при разряде молнии в опору или провод Перекрытие при индуцированном перенапряжении
13	Проверка, замена и установка недостающих устройств грозозащиты.	5	Перекрытие при разряде молнии в опору или провод Перекрытие при индуцированном перенапряжении
14	Вынос отдельных опор ВЛ из зон выпучивания грунта (болотистая местность, весенние размывы, затопление и т.п.).	4	Обрывы проводов Выпадение крюков на деревянных опорах, перехлест проводов.

Из перечня исключены организационные мероприятия по оценке и определению технического состояния ВЛ 6-10 кВ.

61 I

Соотношение показывает что 71,4 % из указанных в таблице мероприятий при капитальных ремонтах ВЛ 6-10 кВ направлены на предупреждение и ликвидацию причин аварийных повреждений (см. таблицу 4), то есть обнаруживаемых при осмотре и относящимся к повреждениям по пункту 1 (см. таблицу 3) , и 28,6 % мероприятий, способствующих профилактике и ликвидации трудно обнаруживаемых причин аварийных повреждений ВЛ 6-10 кВ (см. таблицу 5).

Выводы.

Таким образом, доказано, что 71,4 % проводимых при капитальных ремонтах мероприятий практически не оказывают влияние на частоту аварийных отключений с не выявленными причинами, составляющими 75 % от общего количества отключений. Инвестирование в обслуживание ВЛ 6 – 10 кВ в целом сокращает недоотпуск электроэнергии, однако не оказывает заметного влияния на общее количество отключений, количество которых растет соразмерно с расширением электросетевого хозяйства предприятия.

Проведенный анализ статистических данных говорит о том, что неустойчивость ВЛ 6-10 кВ к аварийным отключениям, является в большей степени свойством традиционно применяемой в Орловской области конструкции ВЛ 6-10 кВ, чем приобретаемым фактором по мере износа основного электрооборудования.

Для увеличения отказоустойчивости требуется пересмотр конструктивных особенностей ВЛ 6 – 10 кВ, обращение внимания специалистов на слабый уровень изоляции, делающий возможным возникновение аварийных ситуаций, а также направление концепции обслуживания сетей 6-10 кВ в сторону предупреждения аварийности, а не регулирования и устранения свершившегося факта аварии.

субъектами оптового и розничных рынков электрической энергии    http://www.mrsk1.ru/ru/clients/filial/repair_1/.     Дата обращения 18.09.2014

ANALYSIS OF THE IMPACT OF MAINTENANCE ON THE FREQUENCY OF EMERGENCY OUTAGES OF TRANSMITING POWER

LINES OF 6-10 KV VOLTAGE