Исследование надежности электрической сети 6(10)-35 кВ нефтепромыслов

Диана Зыкова

Исследование надежности электрической сети 6(10)-35 кВ нефтепромыслов

Цель выпускной квалификационной работы бакалавра по направлению 13.03.02 "Электроэнергетика и электротехника" заключалась в исследовании режимной и эксплуатационной надежности распределительной сети 35 кВ системы электроснабжения нефтепромыслов. В ходе работы произведен анализ режимных ограничений по токовой перегрузке элементов электрической сети (ВЛ и трансформаторов), а также возможностей для обеспечения допустимых уровней напряжения в ее узлах при потреблении заданной мощности электроприемниками. Произведен анализ основных причин отказов ВЛ-35 кВ участка распределительной сети за 2008-2018 годы с количественной оценкой показателей надежности на основе реальной статистики аварийных отключений за рассматриваемый период. Оценка показателей безотказности и ремонтопригодности электрооборудования необходима для реализации стратегии ТОиР по техническому состоянию. Реализация стратегии ТОиР оборудования по техническому состоянию позволяет предупредить возможные отказы и, тем самым, повысить надежность электросетевого комплекса, что особенно критично для электроснабжения ответственных потребителей.

Энергетика

Дипломы

Вуз: Новосибирский государственный технический университет (НГТУ)

ID: 5f366385cd3d3e0001b9344b

UUID: 908ef6a0-c044-0138-198b-0242ac180006

Язык: Русский

Опубликовано: почти 4 года назад

Просмотры: 89

11.88

Диана Зыкова

Новосибирский государственный технический университет (НГТУ)

Комментировать 1

Рецензировать 0

Скачать - 2,1 МБ

Поделиться работой

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «НОВОСИБИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» Автоматизированных электроэнергетических систем Кафедра _______________________________________________________________________ (полное название кафедры) Утверждаю АЭЭС Зав. кафедрой _______________ В.М. Левин _____________________________ (подпись, инициалы, фамилия) «___» _______________ 2020 г. ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА БАКАЛАВРА Зыковой Дианы Андреевны _______________________________________________________________________________ (фамилия, имя, отчество студента – автора работы) Исследование надежности электрической сети 6(10) – 35 кВ нефтепромыслов _______________________________________________________________________________ (тема работы) _______________________________________________________________________________ Факультет энергетики _______________________________________________________________________________ (полное название факультета) 13.03.02 - Электроэнергетика и электротехника Направление подготовки _________________________________________________________ (код и наименование направления подготовки бакалавра) _______________________________________________________________________________ Руководитель от НГТУ Автор выпускной квалификационной работы Левин Владимир Михайлович ______________________________________ (фамилия, имя, отчество) Зыкова Диана Андреевна ______________________________________ (фамилия, имя, отчество) д.т.н., доцент ______________________________________ (ученая степень, ученое звание) ФЭН, ЭН2-61 ______________________________________ (факультет, группа) ______________________________________ (подпись, дата) ______________________________________ (подпись, дата) Консультанты по разделам: Раздел «Экономика» Ю.В. Дронова ________________________________________________________________________________ (краткое наименование раздела) __________________________________________________________ (подпись, дата, инициалы, фамилия) ________________________________________________________________________________ (краткое наименование раздела) __________________________________________________________ (подпись, дата, инициалы, фамилия) Раздел «Охрана труда» ________________________________________________________________________________ (краткое наименование раздела) Новосибирск ________________________________________________________________________________ (краткое наименование раздела) А.М. Парахин __________________________________________________________ (подпись, дата, инициалы, фамилия) 2020 __________________________________________________________ (подпись, дата, инициалы, фамилия)

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «НОВОСИБИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» Автоматизированных электроэнергетических систем Кафедра _______________________________________________________________________ (полное название кафедры) УТВЕРЖДАЮ Введите здесьВ.М. свой текст Зав. кафедрой __________________ Левин (фамилия, имя, отчество) __________________ (подпись, дата) ЗАДАНИЕ НА ВЫПУСКНУЮ КВАЛИФИКАЦИОННУЮ РАБОТУ БАКАЛАВРА Зыковой Диане Андреевне студенту _________________________________________________________________ (фамилия, имя, отчество) 13.03.02 - Электроэнергетика и электротехника Направление подготовки ____________________________________________________ (код и наименование направления подготовки бакалавра) __________________________________________________________________________ Факультет энергетики __________________________________________________________________________ (полное название факультета) Исследование надежности электрической сети 6(10) – 35 кВ Тема _____________________________________________________________________ (полное название темы выпускной квалификационной работы бакалавра) нефтепромыслов __________________________________________________________________________ Моделирование и анализ установившихся Исходные данные (или цель работы) __________________________________________ режимов электрической сети; изучение основных положений теории надежности; __________________________________________________________________________ расчет и оценка показателей безотказности и восстанавливаемости ВЛ-35 кВ; __________________________________________________________________________ изучение целей, задач, стратегий проведения ТОиР электрооборудования __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ распределительных сетей по техническому состоянию __________________________________________________________________________ Структурные части работы __________________________________________________ Введение 1 Моделирование и расчет установившегося режима электрической сети __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ 2 Оценка безотказности и восстанавливаемости элементов электрической сети __________________________________________________________________________ 3 Управление ТОиР электрооборудования распределительных сетей по __________________________________________________________________________ техническому состоянию __________________________________________________________________________ 4 Охрана труда __________________________________________________________________________ 5 Экономическая часть текст

Заключение ___________________________________________________________________________ Список использованных источников ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ Задание согласовано и принято к исполнению. Руководитель от НГТУ Студент Левин Владимир Михайлович ______________________________________ (фамилия, имя, отчество) Зыкова Диана Андреевна ______________________________________ (фамилия, имя, отчество) д.т.н., доцент ______________________________________ (ученая степень, ученое звание) ФЭН, ЭН2-61 ______________________________________ (факультет, группа) ______________________________________ (подпись, дата) ______________________________________ (подпись, дата) Тема утверждена приказом по НГТУ № 1383/2 от «10» марта 2020 г. изменена приказом по НГТУ № _________ от «____» ___________ 2020 г. ВКР сдана в ГЭК № _______, тема сверена с данными приказа 7 7 ___________________________________________________ (подпись секретаря государственной экзаменационной комиссии по защите ВКР, дата) _________________________________________________ (фамилия, имя, отчество секретаря государственной экзаменационной комиссии по защите ВКР) Консультанты по разделам: Раздел «Экономика» Ю.В. Дронова ________________________________________________________________________________ (краткое наименование раздела) __________________________________________________________ (подпись, дата, инициалы, фамилия) ________________________________________________________________________________ (краткое наименование раздела) __________________________________________________________ (подпись, дата, инициалы, фамилия) Раздел «Охрана труда» А.М. Парахин

АННОТАЦИЯ Настоящая выпускная квалификационная работа бакалавра посвящена расчету и оценке показателей надежности воздушных линий 35 кВ на основе данных аварийной статистики. В работе проведен анализ установившихся режимов рассматриваемой электрической сети и исследован вопрос о техническом обслуживании и ремонте оборудования (ТОиР). Любой электросетевой комплекс непрерывно развивается, необходимо следить за техническим состоянием нового и старого входящего в него оборудования. Это позволит предотвратить отказы и, как следствие, повысить надежность системы электроснабжения, что является важной задачей электроэнергетики и особенно актуально для ответственных потребителей. Выпускная квалификационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка используемых источников. Работа представлена на 82 страницах и включает в себя 16 рисунков, 24 таблицы и 22 использованных источника. Ключевые слова: показатели восстанавливаемость, отказ, ТОиР. надежности, безотказность,

ABSTRACT This bachelor’s thesis is dedicated to the calculation and assessment of reliability measures of 35 kV overhead transmission lines based on emergency failures statistics. The work includes analysis of the stable modes of the considered power grid and explores the issue of maintenance and repair of equipment (MRO). Since any electric grid complex is constantly developing, it is necessary to monitor the technical state of the new and old equipment included in it. This will prevent failures and as a result increase the reliability of the power-supply system, which is an important task of the electric power industry and is especially important for those consumers for whom power interruptions is not acceptable. The work consists of introduction, five chapters, conclusion and references. The thesis is presented on 82 pages and includes 16 figures, 24 tables and 22 sources which were used in the work. Key words: reliability measure, reliability, failure-free operation, failure, maintenance and repair, MRO.

ОГЛАВЛЕНИЕ Введение......................................................................................................... 7 1 Моделирование и расчет установившегося режима электрической сети ................................................................................................................... 9 1.1 Характеристика и анализ исходных данных ............................... 9 1.2 Расчет установившего режима ................................................... 14 1.1.1 Анализ расчета нормального режима .................................... 14 1.1.2 Анализ расчета ремонтного режима ...................................... 19 1.1.3 Анализ расчета режима при отключенной цепи ВЛ-35 кВ . 23 1.3 Выводы .......................................................................................... 33 2 Оценка безотказности и восстанавливаемости элементов электрической сети ............................................................................................... 35 2.1 Теоретическая часть .................................................................... 35 2.2 Анализ статистических данных ООО «Ноябрьскэнергонефть» по аварийным отключениям ВЛ-35 кВ ........................................................... 39 2.3 Расчет показателей надежности ВЛ-35 кВ ................................ 45 2.4 Выводы .......................................................................................... 48 3 Управление ТОиР электрооборудования распределительных сетей по техническому состоянию ................................................................................ 50 3.1 Цели и задачи ТОиР электрооборудования сетей. Виды корректирующих воздействий ......................................................................... 50 3.2 Характеристика и области применения стратегий ТОиР электрооборудования ........................................................................................ 53 3.3 Критерии управления ТОиР. Актуальность использования ИСУ ПА ........................................................................................................ 57 3.4 Выводы .......................................................................................... 60

4 Охрана труда .......................................................................................... 61 4.1 Техника безопасности при эксплуатации воздушных линий.. 61 4.2 Расчет защитного заземления ..................................................... 63 5 Экономическая часть ............................................................................ 70 5.1 Характеристика электросетевого хозяйства нефтепромыслов 70 5.2 Показатели надежности ВЛ-35 кВ ............................................. 71 5.3 Расчет составляющих затрат на ТОиР оборудования электросетевого хозяйства по техническому состоянию.............................. 72 Заключение .................................................................................................. 79 Список использованных источников ........................................................ 80

ВВЕДЕНИЕ Электрическая сеть – это техническое устройство, служащее для передачи электроэнергии от источника к потребителю и ее распределения между ними. Сеть состоит из двух основных элементов – передающих (ЛЭП) и преобразующих (трансформаторы). Обеспечение надежности электрической сети – одна из самых важных и насущных задач для электроэнергетики. Потребителей электроэнергии по надежности электроснабжения делят на 3 категории. В данной ВКР рассматривается электросетевой комплекс предприятия ООО «Ноябрьскэнергонефть». Предприятия нефтяной промышленности требуют бесперебойного электроснабжения, это объясняется особенностями технологического процесса. Следовательно, они относятся к I категории потребителей, для которых характерна максимальная надежность электроснабжения. Целью бакалаврской работы является исследование надежности воздушных линий 35 кВ, находящихся на балансе ООО «Ноябрьскэнергонефть». Для достижения поставленной цели были поставлены и решены следующие задачи:  Выбор участка электрической сети для исследования;  Расчет установившихся режимов рассматриваемой сети в программном комплексе MUSTANG и их анализ;  Изучение теории надежности;  Анализ аварийной статистики отключений ВЛ-35 кВ – выявление причин отказа и видов отказавшего оборудования;  Расчет и оценка основных показателей восстанавливаемости и безотказности;  Исследование вопроса о целях и задачах ТОиР электрооборудования, существующих его стратегиях и выявление критериев 7

управления ТОиР;  Изучение техники безопасности при эксплуатации ВЛ;  Расчет защитного заземления ПС 110/35/6 кВ;  Изучение структуры суммарных затрат на ТОиР по техническому состоянию на рассматриваемом интервале эксплуатации и расчет этих затрат. 8

1 МОДЕЛИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ Целью главы является исследование установившихся режимов распределительной электрической сети нефтепромыслов при заданных нагрузках и проверка режимных ограничений в нормальном и ремонтных условиях. Характеристика и анализ исходных данных 1.1 В качестве объекта исследования был выбран участок электрической сети группы Салымских месторождений. Питание на ПС-110/35 кВ «Западно-Салымскую» приходит от ПС «Снежная» по двухцепной линии 110 кВ. Схема ЗРУ-35 кВ представляет собой одиночную секционированную систему сборных шин. От каждой секции отходит 6 присоединений, от которых далее идет питание на соответствующие ПС 35/0,4 кВ. Принципиальная схема выбранного участка электрической сети представлена на рисунке 1.1. В согласовании с ней были составлены таблицы исходных данных по ветвям (таблица 1.1) и узлам (таблица 1.2) схемы. Для расчетов требуется схема замещения электрической сети выбранного участка, которая повторяет исходную конфигурацию сети и состоит из схем замещения отдельных элементов: ЛЭП и трансформаторов. Схема замещения ЛЭП представляет собой П-образную включающую следующие симметричную электрические схему параметры: замещения, активное R и индуктивное X сопротивления и реактивную проводимость B (рисунок 1.2). Активная проводимость G, моделирующая потери на корону, не учитывается в линиях до 220 кВ. Каждый элемент схемы замещения моделирует физический процесс происходящий в исследуемом объекте [1]. Параметры элементов схемы замещения ЛЭП рассчитываются на основе длин линий и погонных параметров r0, x0, b0, заданных в справочнике для каждой марки провода. В данной работе для линий 110 кВ был выбран провод марки АС 9

Рисунок 1.1 – Принципиальная схема участка электрической сети группы Салымских месторождений 10

240/32 с удельными параметрами: r0=0,118 Ом/км; x0=0,405 Ом/км; b0=2,808 мкСм/км, а для линий 35 кВ – провод марки АС 120/19 с удельными параметрами: r0=0,244 Ом/км; x0=0,427 Ом/км; b0=2,658 мкСм/км [2]. Рисунок 1.2 – Схема замещения ЛЭП Как и ЛЭП, трансформаторы имеют свою схему замещения, используемую в расчетных схемах электрических сетей. В исследуемой схеме используются двухобмоточные трансформаторы, которые имеют Гобразную схему замещения, изображенную на рисунке 1.3. Сопротивления R и X трансформаторов определяются по их паспортным данным [3]. Параметры трансформаторов, используемых в расчетной схеме приведены в таблице 1.3. Рисунок 1.3 – Схема замещения трансформатора Таблица 1.1 – Исходные данные по ветвям Ветвь U, кВ L, км R, Ом Х, Ом B, мкСм 1-2 1-3 110 110 10,2 11,1 4,131 4,496 28,64 31,17 4-7 7-8 7-10 10-11 10-14 7-17 17-18 17-21 35 35 35 35 35 35 35 35 2,7 0,6 0,3 0,3 0,3 0,45 0,3 0,3 1,204 1,310 1 секция 0,659 0,146 0,073 0,073 0,073 0,110 0,073 0,073 1,153 0,256 0,128 0,128 0,128 0,192 0,128 0,128 7,18 1,59 0,80 0,80 0,80 1,20 0,80 0,80 11

Продолжение таблицы 1.1 Ветвь U, кВ L, км 21-22 22-23 21-28 4-51 51-52 51-54 54-56 56-57 56-59 59-60 59-63 63-64 63-66 63-68 68-69 68-71 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 0,3 0,3 0,6 0,3 0,75 1,2 0,3 0,3 0,3 0,6 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,75 5-31 31-32 31-34 34-35 34-38 31-41 41-42 41-45 45-46 46-47 45-48 5-73 73-74 73-76 76-78 78-79 78-81 81-82 81-85 85-86 85-88 85-90 90-91 90-93 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 2,7 0,6 0,3 0,3 0,3 0,45 0,3 0,3 0,3 0,3 0,6 0,3 0,75 1,2 0,3 0,3 0,3 0,6 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 R, Ом 1 секция 0,073 0,073 0,146 0,073 0,183 0,293 0,073 0,073 0,073 0,146 0,073 0,073 0,073 0,073 0,073 0,183 2 секция 0,659 0,146 0,073 0,073 0,073 0,110 0,073 0,073 0,073 0,073 0,146 0,073 0,183 0,293 0,073 0,073 0,073 0,146 0,073 0,073 0,073 0,073 0,073 0,073 12 Х, Ом B, мкСм 0,128 0,128 0,256 0,128 0,320 0,512 0,128 0,128 0,128 0,256 0,128 0,128 0,128 0,128 0,128 0,320 0,80 0,80 1,59 0,80 1,99 3,19 0,80 0,80 0,80 1,59 0,80 0,80 0,80 0,80 0,80 1,99 1,153 0,256 0,128 0,128 0,128 0,192 0,128 0,128 0,128 0,128 0,256 0,128 0,320 0,512 0,128 0,128 0,128 0,256 0,128 0,128 0,128 0,128 0,128 0,128 7,18 1,59 0,80 0,80 0,80 1,20 0,80 0,80 0,80 0,80 1,59 0,80 1,99 3,19 0,80 0,80 0,80 1,59 0,80 0,80 0,80 0,80 0,80 0,80

Таблица 1.2 – Данные нагрузок по узлам № ПС 123 525 125 106 114 514 101 509 107 502 300 АСП 105 218 Узел 9 33 12 13 36 37 16 15 39 40 20 19 44 43 29 30 50 49 25 27 24 26 53 75 55 77 58 80 61 62 84 83 65 87 67 89 70 92 72 94 Sнагр, МВА 1,12 1,12 1,75 1,75 1,75 1,75 0,875 1,12 0,875 1,12 1,12 1,75 1,12 1,75 1,12 1,75 1,12 1,75 1,75 0,875 1,75 0,875 0,875 0,875 1,75 1,75 0,875 0,875 1,75 0,875 1,75 0,875 1,75 1,75 0,875 0,875 1,75 1,75 1,75 1,75 Pнагр, МВт 1,04 1,04 1,63 1,63 1,63 1,63 0,81 1,04 0,81 1,04 1,04 1,63 1,04 1,63 1,04 1,63 1,04 1,63 1,63 0,81 1,63 0,81 0,81 0,81 1,63 1,63 0,81 0,81 1,63 0,81 1,63 0,81 1,63 1,63 0,81 0,81 1,63 1,63 1,63 1,63 13 Qнагр, Мвар 0,41 0,41 0,64 0,64 0,64 0,64 0,32 0,41 0,32 0,41 0,41 0,64 0,41 0,64 0,41 0,64 0,41 0,64 0,64 0,32 0,64 0,32 0,32 0,32 0,64 0,64 0,32 0,32 0,64 0,32 0,64 0,32 0,64 0,64 0,32 0,32 0,64 0,64 0,64 0,64

Таблица 1.3 – Параметры трансформаторов Место установки Тип трансформатора ОРУ 110 кВ ТРДН-63000 63 ПС 35/0,4 ТМН-1250 ТМН-1600/35У1 ТМН-2500 1,25 1,6 2,5 1.2 Sтр, Uвн, Uнн, МВА кВ кВ Kт, о.е. Rт, Ом Xт, Ом 115 38,5 2,99 0,87 22,02 35 35 35 0,4 0,4 0,4 Pкз, Pхх, кВт квар Uk, % 260 59 10,5 87,5 8,60 49,80 23,5 87,5 11,25 49,20 23,5 87,5 4,61 31,52 23,5 3,6 5,1 5,1 5,16 6,5 6,5 Расчет установившего режима Установившийся режим работы электрической сети – это такой режим работы энергосистемы, при котором принимаются неизменные значения параметров режима на протяжении какого-либо промежутка времени. Расчет установившегося режима заданной схемы производился в программном комплексе MUSTANG для трех случаев: 1. Нормальный режим; 2. Вывод одного трансформатора 110/35 в ремонт; 3. Отключение одной цепи ВЛ-35 кВ. Для каждого режима необходимо проверить: 1. Уровни напряжения в узлах нагрузок; 2. Значения токов нагрузки по ВЛ в сравнении с длительно допустимыми значениями токов; 3. Коэффициенты загрузки трансформаторов. 1.1.1 Анализ расчета нормального режима Существующий ГОСТ 32144-2013 по качеству электроэнергии устанавливает, что отклонение напряжения в узле электрической сети не должно превышать ±10 % от номинального значения напряжения сети [4]. В таблице 1.4 приведены результаты расчета узловых напряжений и их отклонений от соответствующих номинальных значений сети. В ходе анализа таблицы 1.4 сделан вывод, что в нормальном режиме работы исследуемой 14

сети отклонения напряжений не превышают нормы. Таблица 1.4 – Результаты расчета нормального режима по узлам с проверкой отклонения напряжения № 1 2 3 4 5 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 Uузла, кВ 113 109,16 108,7 35,64 35,48 35,17 35,16 0,39 35,15 35,14 0,39 0,39 35,14 0,39 0,39 35,13 35,12 0,39 0,39 35,11 35,1 35,1 0,39 0,39 0,39 0,39 35,09 0,39 0,39 35,01 35 Uном, кВ 110 110 110 35 35 35 35 0,4 35 35 0,4 0,4 35 0,4 0,4 35 35 0,4 0,4 35 35 35 0,4 0,4 0,4 0,4 35 0,4 0,4 35 35 ΔU, % 2,73 -0,76 -1,18 1,83 1,37 0,49 0,46 -2,50 0,43 0,40 -2,50 -2,50 0,40 -2,50 -2,50 0,37 0,34 -2,50 -2,50 0,31 0,29 0,29 -2,50 -2,50 -2,50 -2,50 0,26 -2,50 -2,50 0,03 0,00 № 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 Uузла, кВ 0,39 34,99 34,98 0,39 0,39 34,98 0,39 0,39 34,97 34,96 0,39 0,39 34,95 34,94 34,93 34,93 0,39 0,39 35,6 35,59 0,4 35,44 0,4 35,41 35,4 0,4 35,38 35,36 0,39 0,4 35,36 Uном, кВ 0,4 35 35 0,4 0,4 35 0,4 0,4 35 35 0,4 0,4 35 35 35 35 0,4 0,4 35 35 0,4 35 0,4 35 35 0,4 35 35 0,4 0,4 35 ΔU, % -2,50 -0,03 -0,06 -2,50 -2,50 -0,06 -2,50 -2,50 -0,09 -0,11 -2,50 -2,50 -0,14 -0,17 -0,20 -0,20 -2,50 -2,50 1,71 1,69 0,00 1,26 0,00 1,17 1,14 0,00 1,09 1,03 -2,50 0,00 1,03 № 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 Uузла, кВ 35,35 0,39 35,35 0,4 35,34 35,34 0,39 35,33 0,39 35,44 35,43 0,4 35,28 0,39 35,25 35,24 0,4 35,22 35,2 0,39 0,39 35,2 35,19 0,39 35,19 0,39 35,18 35,18 0,39 35,18 0,39 Uном, кВ 35 0,4 35 0,4 35 35 0,4 35 0,4 35 35 0,4 35 0,4 35 35 0,4 35 35 0,4 0,4 35 35 0,4 35 0,4 35 35 0,4 35 0,4 ΔU, % 1,00 -2,50 1,00 0,00 0,97 0,97 -2,50 0,94 -2,50 1,26 1,23 0,00 0,80 -2,50 0,71 0,69 0,00 0,63 0,57 -2,50 -2,50 0,57 0,54 -2,50 0,54 -2,50 0,51 0,51 -2,50 0,51 -2,50 Длительно допустимый ток – это максимальное значение тока, который может длительно протекать по проводу без превышения его установившейся температуры сверх определенного значения. Необходимо, чтобы ток Iij, протекающий по линии был меньше, чем длительно допустимый ток IДД во избежание нарушения технических свойств объекта. Длительно допустимый ток является справочным значением. Для 15

провода 110 кВ АС240/32 IДД=605 А, а провода 35 кВ АС120/19 – IДД=390 А [2]. Результаты расчета нормального режима заданного участка электрической сети по ветвям, которые моделируют воздушные ЛЭП, представлены в таблице 1.5. Таблица 1.5 – Результаты расчета нормального режима по ветвям, моделирующим воздушные ЛЭП Ni Nj Ui, кВ Pij, МВт Qij, Мвар Iij, кА Iдд, кА 1 1 4 4 5 5 7 7 7 10 10 17 17 21 21 22 31 31 31 34 34 41 41 45 45 46 51 51 54 56 56 2 3 7 51 31 73 8 10 17 11 14 18 21 22 28 23 32 34 41 35 38 42 45 46 48 47 52 54 56 57 59 113 113 35,6 35,6 35,5 35,5 35,2 35,2 35,2 35,2 35,2 35,1 35,1 35,1 35,1 35,1 35 35 35 35 35 35 35 34,9 34,9 34,9 35,6 35,6 35,4 35,4 35,4 26,2 26,2 14,2 11,5 14,2 11,5 1,1 5,2 7,9 3,3 1,9 2,7 5,2 2,5 2,7 0,8 1,1 5,2 7,9 3,3 1,9 2,7 5,2 2,5 2,7 0,8 0,8 10,7 9 0,8 8,2 14,1 14,2 6,4 5,1 6,4 5,1 0,5 2,3 3,5 1,4 0,8 1,2 2,3 1,1 1,2 0,4 0,5 2,3 3,5 1,4 0,8 1,2 2,3 1,1 1,2 0,4 0,3 4,7 4 0,4 3,6 0,15 0,15 0,25 0,2 0,25 0,21 0,02 0,09 0,14 0,06 0,03 0,05 0,09 0,04 0,05 0,01 0,02 0,09 0,14 0,06 0,03 0,05 0,09 0,04 0,05 0,01 0,01 0,19 0,16 0,01 0,15 0,605 0,605 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 16

Продолжение таблицы 1.5 Ni 59 59 63 63 63 68 68 73 73 76 78 78 81 81 85 85 85 90 90 Ui, кВ 35,4 35,4 35,4 35,4 35,4 35,3 35,3 35,4 35,4 35,3 35,2 35,2 35,2 35,2 35,2 35,2 35,2 35,2 35,2 Nj 60 63 64 66 68 69 71 74 76 78 79 81 82 85 86 88 90 91 93 Pij, МВт 2,5 5,7 1,6 0,8 3,3 1,6 1,6 0,8 10,7 9 0,8 8,2 2,5 5,7 1,6 0,8 3,3 1,6 1,6 Qij, Мвар 1,1 2,5 0,7 0,4 1,4 0,7 0,7 0,3 4,7 4 0,4 3,6 1,1 2,5 0,7 0,4 1,4 0,7 0,7 Iij, кА 0,04 0,1 0,03 0,01 0,06 0,03 0,03 0,01 0,19 0,16 0,01 0,15 0,04 0,1 0,03 0,01 0,06 0,03 0,03 Iдд, кА 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 Анализ таблицы 1.5 показывает, что в нормальном режиме работы сети токи по всем ветвям не превышают значений длительно допустимых токов. Коэффициент загрузки трансформатора показывает степень загруженности устройства относительно его номинальной мощности. В таблице 1.6 приведены результаты расчета нормального режима по ветвям, моделирующим трансформаторы, и коэффициентов загрузки этих трансформаторов. Таблица 1.6 – Результаты расчета нормального режима по ветвям, моделирующим трансформаторы, и коэффициентов загрузки этих трансформаторов Ni Nj Ui, кВ 2 3 8 11 4 5 9 12 109,2 108,7 35,2 35,1 Pij, МВт 25,8 25,8 1,1 1,6 Qij, Мвар 13 13 0,5 0,7 Sij, МВА Sном, МВА kз, о.е. 28,89 28,89 1,21 1,75 63 63 1,6 2,5 0,46 0,46 0,76 0,70 17

Продолжение таблицы 1.6 Ni Nj Ui, кВ 11 14 14 18 18 22 23 28 28 32 35 35 38 38 42 42 46 47 48 48 52 54 57 60 60 64 66 69 71 74 76 79 82 82 86 88 91 93 13 15 16 19 20 25 27 29 30 33 36 37 39 40 43 44 24 26 49 50 53 55 58 61 62 65 67 70 72 75 77 80 83 84 87 89 92 94 35,1 35,1 35,1 35,1 35,1 35,1 35,1 35,1 35,1 35 35 35 35 35 35 35 34,9 34,9 34,9 34,9 35,6 35,4 35,4 35,4 35,4 35,3 35,4 35,3 35,3 35,4 35,3 35,2 35,2 35,2 35,2 35,2 35,2 35,2 Pij, МВт 1,6 1,1 0,8 1,6 1,1 1,6 0,8 1,1 1,6 1,1 1,6 1,6 0,8 1,1 1,6 1,1 1,6 0,8 1,6 1,1 0,8 1,6 0,8 1,6 0,8 1,6 0,8 1,6 1,6 0,8 1,6 0,8 0,8 1,6 1,6 0,8 1,6 1,6 Qij, Мвар 0,7 0,5 0,4 0,7 0,5 0,7 0,4 0,5 0,7 0,5 0,7 0,7 0,4 0,5 0,7 0,5 0,7 0,4 0,7 0,5 0,4 0,7 0,4 0,7 0,4 0,7 0,4 0,7 0,7 0,4 0,7 0,4 0,4 0,7 0,7 0,4 0,7 0,7 Sij, МВА Sном, МВА 1,75 1,21 0,89 1,75 1,21 1,75 0,89 1,21 1,75 1,21 1,75 1,75 0,89 1,21 1,75 1,21 1,75 0,89 1,75 1,21 0,89 1,75 0,89 1,75 0,89 1,75 0,89 1,75 1,75 0,89 1,75 0,89 0,89 1,75 1,75 0,89 1,75 1,75 2,5 1,6 1,25 2,5 1,6 2,5 1,25 1,6 2,5 1,6 2,5 2,5 1,25 1,6 2,5 1,6 2,5 1,25 2,5 1,6 1,25 2,5 1,25 2,5 1,25 2,5 1,25 2,5 2,5 1,25 2,5 1,25 1,25 2,5 2,5 1,25 2,5 2,5 18 kз, о.е. 0,70 0,76 0,72 0,70 0,76 0,70 0,72 0,76 0,70 0,76 0,70 0,70 0,72 0,76 0,70 0,76 0,70 0,72 0,70 0,76 0,72 0,70 0,72 0,70 0,72 0,70 0,72 0,70 0,70 0,72 0,70 0,72 0,72 0,70 0,70 0,72 0,70 0,70

1.1.2 Анализ расчета ремонтного режима В данном подразделе рассматривается ситуация, когда один трансформатор 110/35, принадлежащий ветви 3-5 (рисунок 1.1), выведен в ремонт. При этом секционный выключатель, который нормально отключен, в данном режиме переводится во включенное положение, чтобы питание нагрузок второй секции шин сохранилось. Анализ режима проводится аналогично п.1.1.1. В таблицу 1.7 сведены результаты расчета ремонтного режима по узлам и отклонений узловых напряжений от номинальных значений в процентах, для проверки на соответствие нормам ГОСТ 32144-2013 [4]. Таблица 1.7 – Результаты расчета ремонтного режима по узлам с проверкой отклонения напряжения № 1 2 3 4 5 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 Uузла, кВ 113 108,55 108,55 34,34 34,34 33,86 33,85 0,38 33,84 33,82 0,38 0,38 33,83 0,38 0,38 33,81 33,8 0,38 0,37 33,79 33,78 33,78 0,38 0,38 0,38 0,38 33,77 Uном, кВ 110 110 110 35 35 35 35 0,4 35 35 0,4 0,4 35 0,4 0,4 35 35 0,4 0,4 35 35 35 0,4 0,4 0,4 0,4 35 ΔU, % 2,73 -1,32 -1,32 -1,89 -1,89 -3,26 -3,29 -5,00 -3,31 -3,37 -5,00 -5,00 -3,34 -5,00 -5,00 -3,40 -3,43 -5,00 -7,50 -3,46 -3,49 -3,49 -5,00 -5,00 -5,00 -5,00 -3,51 № 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 Uузла, кВ 0,38 33,84 33,82 0,38 0,38 33,83 0,38 0,38 33,81 33,8 0,38 0,37 33,79 33,78 33,78 33,77 0,38 0,37 34,3 34,29 0,38 34,14 0,38 34,1 34,1 0,38 34,07 Uном, кВ 0,4 35 35 0,4 0,4 35 0,4 0,4 35 35 0,4 0,4 35 35 35 35 0,4 0,4 35 35 0,4 35 0,4 35 35 0,4 35 19 ΔU, % -5,00 -3,31 -3,37 -5,00 -5,00 -3,34 -5,00 -5,00 -3,40 -3,43 -5,00 -7,50 -3,46 -3,49 -3,49 -3,51 -5,00 -7,50 -2,00 -2,03 -5,00 -2,46 -5,00 -2,57 -2,57 -5,00 -2,66 № 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 Uузла, кВ 0,38 34,05 0,38 34,04 34,03 0,38 34,02 0,38 34,3 34,29 0,38 34,14 0,38 34,1 34,1 0,38 34,07 34,05 0,38 0,38 34,05 34,04 0,38 34,05 0,38 34,04 34,03 Uном, кВ 0,4 35 0,4 35 35 0,4 35 0,4 35 35 0,4 35 0,4 35 35 0,4 35 35 0,4 0,4 35 35 0,4 35 0,4 35 35 ΔU, % -5,00 -2,71 -5,00 -2,74 -2,77 -5,00 -2,80 -5,00 -2,00 -2,03 -5,00 -2,46 -5,00 -2,57 -2,57 -5,00 -2,66 -2,71 -5,00 -5,00 -2,71 -2,74 -5,00 -2,71 -5,00 -2,74 -2,77

Продолжение таблицы 1.7 № 29 30 31 32 Uузла, кВ 0,37 0,38 33,86 33,85 Uном, кВ 0,4 0,4 35 35 ΔU, % -7,50 -5,00 -3,26 -3,29 № 60 61 62 63 Uузла, кВ 34,05 0,38 0,38 34,05 Uном, кВ 35 0,4 0,4 35 ΔU, % -2,71 -5,00 -5,00 -2,71 № 91 92 93 94 Uузла, кВ 0,38 34,03 0,38 0,38 Uном, кВ 0,4 35 0,4 0,4 ΔU, % -5,00 -2,77 -5,00 -5,00 Данные таблицы 1.7 показывают, что отклонений узловых напряжений сверх нормы в ремонтном режиме сети нет. Далее необходимо проверить не превышают ли токи по ЛЭП своих длительно допустимых значений в этом утяжеленном для сети режиме. Результаты расчета ремонтного режима заданного участка электрической сети по ветвям, которые моделируют ЛЭП, представлены в таблице 1.8. Таблица 1.8 – Результаты расчета ремонтного режима по ветвям, моделирующим воздушные ЛЭП Ni 1 1 4 4 5 5 7 7 7 10 10 17 17 21 21 22 31 31 31 34 34 41 Nj 2 3 7 51 31 73 8 10 17 11 14 18 21 22 28 23 32 34 41 35 38 42 Ui, кВ 113 113 34,3 34,3 34,3 34,3 33,9 33,9 33,9 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8 33,9 33,9 33,9 33,8 33,8 33,8 Pij, МВт 27,9 24,8 14,2 11,5 14,2 11,5 1,1 5,2 7,9 3,3 1,9 2,7 5,2 2,5 2,7 0,8 1,1 5,2 7,9 3,3 1,9 2,7 Qij, Мвар 17 15,4 6,5 5,1 6,5 5,1 0,5 2,3 3,5 1,5 0,8 1,2 2,3 1,1 1,2 0,4 0,5 2,3 3,5 1,5 0,8 1,2 20 Iij, кА 0,17 0,15 0,26 0,21 0,26 0,21 0,02 0,1 0,15 0,06 0,03 0,05 0,1 0,05 0,05 0,02 0,02 0,1 0,15 0,06 0,03 0,05 Iдд, кА 0,605 0,605 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39

Продолжение таблицы 1.8 Ni 41 45 45 46 51 51 54 56 56 59 59 63 63 63 68 68 73 73 76 78 78 81 81 85 85 85 90 90 Ui, кВ 33,8 33,8 33,8 33,8 34,3 34,3 34,1 34,1 34,1 34,1 34,1 34,1 34,1 34,1 34 34 34,3 34,3 34,1 34,1 34,1 34,1 34,1 34,1 34,1 34,1 34 34 Nj 45 46 48 47 52 54 56 57 59 60 63 64 66 68 69 71 74 76 78 79 81 82 85 86 88 90 91 93 Pij, МВт 5,2 2,5 2,7 0,8 0,8 10,7 9 0,8 8,2 2,5 5,7 1,6 0,8 3,3 1,6 1,6 0,8 10,7 9 0,8 8,2 2,5 5,7 1,6 0,8 3,3 1,6 1,6 Qij, Мвар 2,3 1,1 1,2 0,4 0,4 4,8 4 0,4 3,6 1,1 2,5 0,7 0,4 1,5 0,7 0,7 0,4 4,8 4 0,4 3,6 1,1 2,5 0,7 0,4 1,5 0,7 0,7 Iij, кА 0,1 0,05 0,05 0,02 0,01 0,2 0,17 0,02 0,15 0,05 0,11 0,03 0,02 0,06 0,03 0,03 0,01 0,2 0,17 0,02 0,15 0,05 0,11 0,03 0,02 0,06 0,03 0,03 Iдд, кА 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 Сравнение таблиц 1.5 и 1.8 показывает, что ток по некоторым линиям увеличился, но не значительно. Превышения значений длительно допустимых токов нет. Вся нагрузка, трансформаторами, которая в прежде рассматриваемом была поделена режиме идет между двумя через один, следовательно, необходимо проверить не оказался ли трансформатор 110/35 перегружен в новых условиях. В таблице 1.9 приведены результаты расчета ремонтного режима по 21

ветвям, моделирующим трансформаторы, и коэффициентов загрузки этих трансформаторов. Таблица 1.9 – Результаты расчета ремонтного режима по ветвям, моделирующим трансформаторы, и коэффициентов загрузки этих трансформаторов Ni Nj Ui, кВ 2 8 11 11 14 14 18 18 22 23 28 28 32 35 35 38 38 42 42 46 47 48 48 52 54 57 60 60 64 66 69 71 74 76 4 9 12 13 15 16 19 20 25 27 29 30 33 36 37 39 40 43 44 24 26 49 50 53 55 58 61 62 65 67 70 72 75 77 108,6 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8 33,8 34,3 34,1 34,1 34,1 34,1 34 34 34 34 34,3 34,1 Pij, МВт 51,8 1,1 1,6 1,6 1,1 0,8 1,6 1,1 1,6 0,8 1,1 1,6 1,1 1,6 1,6 0,8 1,1 1,6 1,1 1,6 0,8 1,6 1,1 0,8 1,6 0,8 1,6 0,8 1,6 0,8 1,6 1,6 0,8 1,6 Qij, Мвар 29,9 0,5 0,7 0,7 0,5 0,4 0,7 0,5 0,7 0,4 0,5 0,7 0,5 0,7 0,7 0,4 0,5 0,7 0,5 0,7 0,4 0,7 0,5 0,4 0,7 0,4 0,7 0,4 0,7 0,4 0,7 0,7 0,4 0,7 Sij, МВА Sном, МВА 59,81 1,21 1,75 1,75 1,21 0,89 1,75 1,21 1,75 0,89 1,21 1,75 1,21 1,75 1,75 0,89 1,21 1,75 1,21 1,75 0,89 1,75 1,21 0,89 1,75 0,89 1,75 0,89 1,75 0,89 1,75 1,75 0,89 1,75 63 1,6 2,5 2,5 1,6 1,25 2,5 1,6 2,5 1,25 1,6 2,5 1,6 2,5 2,5 1,25 1,6 2,5 1,6 2,5 1,25 2,5 1,6 1,25 2,5 1,25 2,5 1,25 2,5 1,25 2,5 2,5 1,25 2,5 22 k з, о.е. 0,95 0,76 0,70 0,70 0,76 0,72 0,70 0,76 0,70 0,72 0,76 0,70 0,76 0,70 0,70 0,72 0,76 0,70 0,76 0,70 0,72 0,70 0,76 0,72 0,70 0,72 0,70 0,72 0,70 0,72 0,70 0,70 0,72 0,70

Продолжение таблицы 1.9 Ni Nj Ui, кВ 79 82 82 86 88 91 93 80 83 84 87 89 92 94 34,1 34,1 34,1 34 34 34 34 Pij, МВт 0,8 0,8 1,6 1,6 0,8 1,6 1,6 Qij, Мвар 0,4 0,4 0,7 0,7 0,4 0,7 0,7 Sij, МВА Sном, МВА 0,89 0,89 1,75 1,75 0,89 1,75 1,75 1,25 1,25 2,5 2,5 1,25 2,5 2,5 k з, о.е. 0,72 0,72 0,70 0,70 0,72 0,70 0,70 Коэффициент загрузки трансформатора 110/35, принадлежащего ветви 2-4, увеличился с 0,46 до 0,95. 1.1.3 Анализ расчета режима при отключенной цепи ВЛ-35 кВ Рассмотрим случай, когда одна цепь ВЛ-35 кВ отключена (рисунок 1.4). В этом режиме нагрузка от трансформаторов отключенной цепи переводится через секционный автоматический выключатель на шины второго трансформатора, подключенного ко второй рабочей цепи ВЛ. Рисунок 1.4 – Схема участка электрической сети для расчета режима при отключенной цепи ВЛ-35 кВ (выделена пунктиром) 23

В таблицу 1.10 сведены результаты расчета рассматриваемого режима по узлам и отклонений узловых напряжений от номинальных значений в процентах. В узлах 77, 80, 83, 84, 87, 89, 92, 94 отклонение напряжения достигло допустимых по ГОСТ 32144-2013 10%. Таблица 1.10 – Результаты расчета режима при отключенной цепи ВЛ-35 кВ по узлам с проверкой отклонения напряжения № 1 2 3 4 5 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 Uузла, кВ 113 111,02 105,76 36,69 33,84 36,24 36,23 0,4 36,22 36,21 0,4 0,4 36,21 0,4 0,41 36,2 36,19 0,4 0,4 36,18 36,17 36,17 0,37 0,4 0,37 0,41 36,16 0,4 0,4 33,35 33,34 0,37 33,32 33,31 Uном, кВ 110 110 110 35 35 35 35 0,4 35 35 0,4 0,4 35 0,4 0,4 35 35 0,4 0,4 35 35 35 0,4 0,4 0,4 0,4 35 0,4 0,4 35 35 0,4 35 35 24 ΔU, % 2,73 0,93 -3,85 4,83 -3,31 3,54 3,51 0,00 3,49 3,46 0,00 0,00 3,46 0,00 2,50 3,43 3,40 0,00 0,00 3,37 3,34 3,34 -7,50 0,00 -7,50 2,50 3,31 0,00 0,00 -4,71 -4,74 -7,50 -4,80 -4,83

Продолжение таблицы 1.10 № 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 Uузла, кВ 0,37 0,37 33,32 0,37 0,37 33,3 33,29 0,37 0,37 33,28 33,27 33,27 33,26 0,37 0,37 33,75 33,73 0,37 33,39 0,36 33,31 33,31 0,36 33,24 33,2 0,36 0,36 33,2 33,18 0,36 33,19 0,36 33,17 33,15 0,36 33,15 0,36 Uном, кВ 0,4 0,4 35 0,4 0,4 35 35 0,4 0,4 35 35 35 35 0,4 0,4 35 35 0,4 35 0,4 35 35 0,4 35 35 0,4 0,4 35 35 0,4 35 0,4 35 35 0,4 35 0,4 ΔU, % -7,50 -7,50 -4,80 -7,50 -7,50 -4,86 -4,89 -7,50 -7,50 -4,91 -4,94 -4,94 -4,97 -7,50 -7,50 -3,57 -3,63 -7,50 -4,60 -10,00 -4,83 -4,83 -10,00 -5,03 -5,14 -10,00 -10,00 -5,14 -5,20 -10,00 -5,17 -10,00 -5,23 -5,29 -10,00 -5,29 -10,00 Результаты расчета режима заданного участка электрической сети при одной отключенной цепи ВЛ-35 кВ по ветвям, которые моделируют 25

воздушные ЛЭП, представлены в таблице 1.11. В двух ветвях, 5-73 и 73-76, значение тока превышает длительно допустимое, что может привести к перегреву данных проводов. Таблица 1.11 – Результаты расчета режима при отключенной цепи ВЛ-35 кВ по ветвям, моделирующим воздушные ЛЭП Ni 1 1 4 5 5 7 7 7 10 10 17 17 21 21 22 31 31 31 34 34 41 41 45 45 46 73 73 76 78 78 81 81 85 85 Nj 2 3 7 31 73 8 10 17 11 14 18 21 22 28 23 32 34 41 35 38 42 45 46 48 47 74 76 78 79 81 82 85 86 88 Ui, кВ 113 113 36,7 33,8 33,8 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,7 33,7 33,4 33,3 33,3 33,2 33,2 33,2 33,2 Pij, МВт 14,4 38,9 14,2 14,2 23,5 1,1 5,2 7,9 3,3 1,9 2,7 5,2 2,5 2,7 0,8 1,1 5,2 7,9 3,3 1,9 2,7 5,2 2,5 2,7 0,8 1,7 21,8 18,3 1,7 16,6 5 11,6 3,3 1,7 Qij, Мвар 6,8 25,8 6,3 6,5 12,1 0,5 2,2 3,4 1,4 0,8 1,2 2,2 1,1 1,2 0,3 0,5 2,3 3,5 1,5 0,8 1,2 2,3 1,1 1,2 0,4 0,8 11,2 9,2 0,8 8,4 2,5 5,9 1,7 0,8 26 Iij, кА 0,08 0,24 0,24 0,27 0,45 0,02 0,09 0,14 0,06 0,03 0,05 0,09 0,04 0,05 0,01 0,02 0,1 0,15 0,06 0,04 0,05 0,1 0,05 0,05 0,02 0,03 0,42 0,35 0,03 0,32 0,1 0,23 0,06 0,03 Iдд, кА 0,605 0,605 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39

Продолжение таблицы 1.11 Ni 85 90 90 Ui, кВ 33,2 33,2 33,2 Nj 90 91 93 Pij, МВт 6,6 3,3 3,3 Qij, Мвар 3,4 1,7 1,7 Iij, кА 0,13 0,06 0,06 Iдд, кА 0,39 0,39 0,39 Результаты расчета режима заданного участка электрической сети при одной отключенной цепи ВЛ-35 кВ по ветвям, которые моделируют трансформаторы, представлены в таблице 1.12. Трансформаторы, подключенные к оставшейся в работе цепи ВЛ-35, оказались перегружены в рассматриваемом режиме. Такая перегрузка допустима, но с ограничением по времени, которое регламентируется ГОСТ 14209-85 [5]. Таблица 1.12 – Результаты расчета режима при отключенной цепи ВЛ-35 кВ по ветвям, моделирующим трансформаторы Ni Nj Ui, кВ 2 3 8 11 11 14 14 18 18 22 23 28 28 32 35 35 38 38 42 42 46 47 48 4 5 9 12 13 15 16 19 20 25 27 29 30 33 36 37 39 40 43 44 24 26 49 111 105,8 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 Pij, МВт 14,2 37,8 1,1 1,6 1,6 1,1 0,8 1,6 1,1 1,6 0,8 1,1 1,6 1,1 1,6 1,6 0,8 1,1 1,6 1,1 1,6 0,8 1,6 Qij, Мвар 6,8 22,4 0,5 0,7 0,7 0,5 0,3 0,7 0,5 0,7 0,3 0,5 0,7 0,5 0,7 0,7 0,4 0,5 0,7 0,5 0,7 0,4 0,7 Sij, МВА Sном, МВА kз, о.е. 15,74 43,94 1,21 1,75 1,75 1,21 0,85 1,75 1,21 1,75 0,85 1,21 1,75 1,21 1,75 1,75 0,89 1,21 1,75 1,21 1,75 0,89 1,75 63 63 1,6 2,5 2,5 1,6 1,25 2,5 1,6 2,5 1,25 1,6 2,5 1,6 2,5 2,5 1,25 1,6 2,5 1,6 2,5 1,25 2,5 0,25 0,70 0,76 0,70 0,70 0,76 0,68 0,70 0,76 0,70 0,68 0,76 0,70 0,76 0,70 0,70 0,72 0,76 0,70 0,76 0,70 0,72 0,70 27

Продолжение таблицы 1.12 Ni Nj Ui, кВ 48 74 76 79 82 82 86 88 91 93 50 75 77 80 83 84 87 89 92 94 33,3 33,7 33,4 33,3 33,2 33,2 33,2 33,2 33,2 33,2 В Pij, МВт 1,1 1,7 3,3 1,7 1,7 3,3 3,3 1,7 3,3 3,3 рассматриваемой Qij, Мвар 0,5 0,8 1,7 0,8 0,8 1,7 1,7 0,8 1,7 1,7 схеме Sij, МВА Sном, МВА kз, о.е. 1,21 1,88 3,71 1,88 1,88 3,71 3,71 1,88 3,71 3,71 1,6 1,25 2,5 1,25 1,25 2,5 2,5 1,25 2,5 2,5 0,76 1,50 1,48 1,50 1,50 1,48 1,48 1,50 1,48 1,48 есть возможность осуществления централизованного регулирования напряжения посредством использования РПН, имеющегося у трансформаторов 110/35 кВ. Выберем -5 отпайку трансформатора, принадлежащего ветви 3-5, чтобы снизить отклонение напряжения в узлах 77, 80, 83, 84, 87, 89, 92, 94. Результаты расчета по узлам приведены в таблице 1.13. Таблица 1.13 – Результаты расчета режима при отключенной цепи ВЛ-35 кВ по узлам с проверкой отклонения напряжения при -5 отпайке трансформатора, принадлежащего ветви 3-5 № 1 2 3 4 5 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Uузла, кВ 113 111,02 105,98 36,69 37,31 36,24 36,23 0,4 36,22 36,21 0,4 0,4 36,22 0,4 Uном, кВ 110 110 110 35 35 35 35 0,4 35 35 0,4 0,4 35 0,4 28 ΔU, % 2,73 0,93 -3,65 4,83 6,60 3,54 3,51 0,00 3,49 3,46 0,00 0,00 3,49 0,00

Продолжение таблицы 1.13 № 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 73 74 75 76 77 78 Uузла, кВ 0,41 36,2 36,19 0,4 0,4 36,18 36,17 36,17 0,41 0,4 0,41 0,41 36,16 0,4 0,4 36,86 36,86 0,41 36,85 36,83 0,41 0,41 36,84 0,41 0,41 36,82 36,81 0,41 0,41 36,81 36,8 36,79 36,79 0,41 0,41 37,22 37,21 0,41 36,91 0,4 36,84 Uном, кВ 0,4 35 35 0,4 0,4 35 35 35 0,4 0,4 0,4 0,4 35 0,4 0,4 35 35 0,4 35 35 0,4 0,4 35 0,4 0,4 35 35 0,4 0,4 35 35 35 35 0,4 0,4 35 35 0,4 35 0,4 35 29 ΔU, % 2,50 3,43 3,40 0,00 0,00 3,37 3,34 3,34 2,50 0,00 2,50 2,50 3,31 0,00 0,00 5,31 5,31 2,50 5,29 5,23 2,50 2,50 5,26 2,50 2,50 5,20 5,17 2,50 2,50 5,17 5,14 5,11 5,11 2,50 2,50 6,34 6,31 2,50 5,46 0,00 5,26

Продолжение таблицы 1.13 № 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 Uузла, кВ 36,83 0,41 36,78 36,74 0,4 0,4 36,74 36,73 0,4 36,73 0,4 36,71 36,7 0,4 36,7 0,4 Uном, кВ 35 0,4 35 35 0,4 0,4 35 35 0,4 35 0,4 35 35 0,4 35 0,4 ΔU, % 5,23 2,50 5,09 4,97 0,00 0,00 4,97 4,94 0,00 4,94 0,00 4,89 4,86 0,00 4,86 0,00 В таблицу 1.14 сведены результаты расчета режима по ветвям, которые моделируют воздушные ЛЭП. При установке -5 отпайки ток в ветви 73-76, который прежде превышал длительно допустимое значение, уменьшился до удовлетворительного по условию нагрева значения. Повышение напряжения позволило снизить реактивную мощность, за счет чего уменьшился протекаемый по ветви ток. В ветви 5-73 значение тока тоже стало ниже, но осталось больше длительно допустимого значения. В связи с этим рекомендуется для линии 5-73 заменить провод АС 120/19 на АС 150/24 с Iдд=0,45 кА. Таблица 1.14 – Результаты расчета режима при отключенной цепи ВЛ-35 кВ по ветвям, которые моделируют воздушные ЛЭП, при -5 отпайке трансформатора, принадлежащего ветви 3-5 Ni 1 1 4 5 5 Nj 2 3 7 31 73 Ui, кВ 113 113 36,7 37,3 37,3 Pij, МВт 14,4 38,7 14,2 14,2 23,4 30 Qij, Мвар 6,8 24,8 6,3 6,3 11,4 Iij, кА 0,08 0,23 0,24 0,24 0,4 Iдд, кА 0,605 0,605 0,39 0,39 0,39

Продолжение таблицы 1.14 Ni 7 7 7 10 10 17 17 21 21 22 31 31 31 34 34 41 41 45 45 46 73 73 76 78 78 81 81 85 85 85 90 90 Nj 8 10 17 11 14 18 21 22 28 23 32 34 41 35 38 42 45 46 48 47 74 76 78 79 81 82 85 86 88 90 91 93 Ui, кВ 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,9 36,9 36,9 36,8 36,8 36,8 36,8 36,8 36,8 36,8 37,2 37,2 36,9 36,8 36,8 36,8 36,8 36,7 36,7 36,7 36,7 36,7 Pij, МВт 1,1 5,2 7,9 3,3 1,9 2,7 5,2 2,5 2,7 0,8 1,1 5,2 7,8 3,3 1,9 2,7 5,2 2,5 2,7 0,8 1,7 21,7 18,2 1,7 16,6 5 11,6 3,3 1,7 6,6 3,3 3,3 Qij, Мвар 0,5 2,2 3,4 1,4 0,8 1,2 2,2 1,1 1,2 0,3 0,5 2,2 3,4 1,4 0,8 1,2 2,2 1,1 1,2 0,3 0,8 10,6 8,8 0,8 8 2,4 5,6 1,6 0,8 3,2 1,6 1,6 Iij, кА 0,02 0,09 0,14 0,06 0,03 0,05 0,09 0,04 0,05 0,01 0,02 0,09 0,13 0,06 0,03 0,05 0,09 0,04 0,05 0,01 0,03 0,37 0,32 0,03 0,29 0,09 0,2 0,06 0,03 0,12 0,06 0,06 Iдд, кА 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 0,39 В таблицу 1.15 сведены расчеты режима по ветвям, которые моделируют трансформаторы. Из таблицы 1.15 видно, что перегрузка девяти трансформаторов 35/0,4 кВ так и осталась. Определим в соответствии с ГОСТ 14209-85 время допустимое для длительной перегрузки (таблица 1.16). Температура 31

охлаждающей среды для исследуемой местности θохл=10 ⁰С [5]. Таблица 1.15 – Результаты расчета режима при отключенной цепи ВЛ-35 кВ по ветвям, которые моделируют трансформаторы, при -5 отпайке трансформатора, принадлежащего ветви 3-5 Ni Nj Ui, кВ 2 3 8 11 11 14 14 18 18 22 23 28 28 32 35 35 38 38 42 42 46 47 48 48 74 76 79 82 82 86 88 91 93 4 5 9 12 13 15 16 19 20 25 27 29 30 33 36 37 39 40 43 44 24 26 49 50 75 77 80 83 84 87 89 92 94 111 106 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,9 36,8 36,8 36,8 36,8 36,8 36,8 36,8 36,8 36,8 36,8 37,2 36,9 36,8 36,7 36,7 36,7 36,7 36,7 36,7 Pij, МВт 14,2 37,7 1,1 1,6 1,6 1,1 0,8 1,6 1,1 1,6 0,8 1,1 1,6 1,1 1,6 1,6 0,8 1,1 1,6 1,1 1,6 0,8 1,6 1,1 1,7 3,3 1,7 1,7 3,3 3,3 1,7 3,3 3,3 Qij, Мвар 6,8 21,4 0,5 0,7 0,7 0,5 0,3 0,7 0,5 0,7 0,3 0,5 0,7 0,5 0,7 0,7 0,3 0,5 0,7 0,5 0,7 0,3 0,7 0,5 0,8 1,6 0,8 0,8 1,6 1,6 0,8 1,6 1,6 Sij, МВА Sном, МВА kз, о.е. 15,74 43,35 1,21 1,75 1,75 1,21 0,85 1,75 1,21 1,75 0,85 1,21 1,75 1,21 1,75 1,75 0,85 1,21 1,75 1,21 1,75 0,85 1,75 1,21 1,88 3,67 1,88 1,88 3,67 3,67 1,88 3,67 3,67 63 63 1,6 2,5 2,5 1,6 1,25 2,5 1,6 2,5 1,25 1,6 2,5 1,6 2,5 2,5 1,25 1,6 2,5 1,6 2,5 1,25 2,5 1,6 1,25 2,5 1,25 1,25 2,5 2,5 1,25 2,5 2,5 0,25 0,69 0,76 0,70 0,70 0,76 0,68 0,70 0,76 0,70 0,68 0,76 0,70 0,76 0,70 0,70 0,68 0,76 0,70 0,76 0,70 0,68 0,70 0,76 1,50 1,47 1,50 1,50 1,47 1,47 1,50 1,47 1,47 32

Таблица 1.16 – Допустимое время длительной перегрузки трансформатора К1, о.е. 0,70 0,72 К2, о.е. 1,47 1,50 Время, ч 3,33 3 Время планового простоя для конкретной линии принимается с учетом набора имеющихся неисправностей. Т.к. сейчас все ремонты производятся по текущему состоянию, то плановое отключение может быть сдвинуто в связи с отсутствием надобности в отключении. На данном этапе принимаем время простоя электрической сети ВЛ-35 кВ равное 3 часам. При таких условиях трансформаторы могут работать с перегрузкой, и отключать часть потребителей для их разгрузки не потребуется. 1.3 Выводы В данной главе были исследованы установившиеся режимы участка электрической сети группы Салымских месторождений. Исследование нормального режима показало, что при заданных нагрузках все режимные ограничения выполняются: отклонения напряжения в узлах сети не превышает норм, установленных в ГОСТ 32144-2013 [4], токи в ветвях ВЛ не превышают длительно допустимых значений, загрузка трансформаторов удовлетворительна и не превышает 0,76 о.е. Далее был рассмотрен режим с выводом одного из трансформаторов 110/35 кВ в ремонт. В этом режиме также были выполнены все ограничения. Коэффициент загрузки, оставшегося в работе трансформатора 110/35 кВ, повысился с 0,46 о.е. до 0,95 о.е. ГОСТ 14209-85 [5] при таком уровне загрузки не ограничивает время работы трансформатора, что позволяет ему работать, пока не будет введет второй трансформатор 110/35 кВ в работу после ремонта. При одной отключенной цепи ВЛ-35 кВ не все режимные ограничения были выполнены, поэтому было были приняты следующие технические решения: 33

1. Была выбрана -5 отпайка РПН на трансформаторе 110/35 кВ; 2. Был проверен уровень перегрузки трансформаторов на соответствие ГОСТ 14209-85 [5]; 3. Была дана рекомендация на смену провода линии 5-73 на провод АС 150/24 с Iдд=0,45 кА. Данные решения позволили снизить отклонения напряжения до уровня соответствия нормам ГОСТ 32144-2013 [4]. Повышение напряжения за счет смены отпайки на трансформаторе 110/35 кВ позволило снизить ток в ветви 73-76 ниже длительно допустимого значения. Обоснованно выбранное время простоя электрической сети ВЛ-35 кВ равное 3 часам, позволило не отключать часть нагрузки для разгрузки перегруженных трансформаторов. 34

ОЦЕНКА БЕЗОТКАЗНОСТИ И ВОССТАНАВЛИВАЕМОСТИ 2 ЭЛЕМЕНТОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ Целью главы является рассмотрение важнейших свойств надежности технических систем, таких как безотказность и ремонтопригодность (восстанавливаемость) ее элементов, а также количественная оценка показателей безотказности и восстанавливаемости электрооборудования сетей 35 кВ по реальной статистике аварийных отключений. 2.1 Теоретическая часть Надежность – это комплексное свойство объекта рассмотрения, заключающееся в возможности сохранять во времени способность выполнять заданные функции в определенных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования [6]. С точки зрения надежности объект может быть исправным, т.е. иметь состояние, когда все его характеристики соответствуют задокументированным, а может быть неисправным – быть в состоянии, когда хотя бы одно из требований к объекту не соответствует нормативу. Также объект характеризуется работоспособным или неработоспособным состоянием. В первом случае рассматриваемый объект может выполнять все заложенные функции, а во втором – объект не в состоянии нести хотя бы одну заложенную в него функцию по каким-либо причинам. Еще существует понятие предельного состояния – это состояние, когда в дальнейшей эксплуатации объекта или в восстановлении его работоспособности нет смысла или возможности. Также можно отметить, что находясь в работоспособном состоянии, объект может быть в рабочем и нерабочем состояниях [7]. Для смены текущего состояния объекта, должно произойти какое-то событие, которое к этому приведет – событие перехода. Их существует несколько: 35

1. Отказ – событие, ведущее к переходу из работоспособного состояния объекта в неработоспособное или частично неработоспособное. Соответственно, отказ бывает полный и частичный; 2. Дефект – событие перехода, заключающееся в несоответствии характеристик отдельных элементов объекта прописанным в документации; 3. Повреждение – нарушение исправного состояния объекта с сохранением его работоспособности. Нужно заметить, что сам отказ делится еще на несколько видов [7]: 1. Сбой – одна из разновидностей отказа, характеризующаяся самоустранением и кратковременным нарушением работоспособного состояния объекта; 2. Внезапный отказ – это резкий переход от работоспособного состояния объекта к неработоспособному; 3. Постепенный отказ – отказ, который можно проследить по планомерно изменяющимся параметрам объекта, которые приводят к его неработоспособности; 4. Явный отказ – отказ, который можно определить визуально или посредством диагностического оборудования перед началом эксплуатации объекта или во время нее; 5. Скрытый отказ – отказ, который можно обнаружить лишь при техническом обслуживании объекта или его специальной диагностики. 6. Частичный отказ – потеря частичной работоспособности объекта из-за отказа одного или нескольких его элементов. Однако, если обратиться к ГОСТ [6], то можно найти еще несколько видов отказов, но ограничимся вышеприведенными. Надежность для каждого объекта складывается из ряда подсвойств, характеризующих объект – это безотказность, ремонтопригодность, долговечность, сохраняемость [8]. Безотказность – это способность объекта оставаться в работоспособном состоянии на определенном промежутке времени или в течении некоторой 36

наработки. Наработка может представлять из себя как временной интервал работы, так и какой-либо объем работы объекта [6]. Ремонтопригодность объекта заключается в его способности посредством технического обслуживания и ремонта к поддержанию и восстановлению работоспособного или исправного состояния. В качестве частного случая ремонтопригодности можно рассмотреть свойство восстанавливаемости объекта, которое заключается в способности возвращения к работоспособному состоянию после отказа без вывода объекта из эксплуатации. Долговечность характеризует свойство объекта содержащее в себе способность выполнять предписанные функции при определенных условиях до достижения предельного состояния. Сохраняемость – это термин, характеризующий способность объекта непрерывно сохранять работоспособность в течение и после его хранения, транспортировки и перерывов в использовании. Любой объект и его свойства можно описать какими-либо параметрами. В том числе существуют специальные показатели надежности. Их определение тесно связано с теорией вероятности, поскольку весь процесс эксплуатации объекта – это набор случайных событий. Случайное событие – это любое событие, которое могло произойти или не произойти, например, выход из строя трансформатора или короткое замыкание на линии. Также ниже приведены одни из основных вероятностных терминов в теории надежности, которые необходимы для понимания показателей надежности. Случайная величина – это величина, которая в результате испытания примет какое-то одно значение, зависящее от случайных фактов и которое невозможно предсказать. Случайная величина может быть дискретной и непрерывной. Математическое ожидание – это центр распределения случайной 37

величины, относительно которого распределяются все возможные ее значения [7]. Показатели надежности для объектов определяются и на этапе их проектирования, и в процессе эксплуатации, но определение этих показателей в данных случаях имеет некоторую разницу. В процессе проектирования показатели надежности определяются на основе теории вероятности, а в процессе эксплуатации – на основе математической статистики [7]. Для того, чтобы показатели надежности, рассчитанные на основе математической статистики, были достоверны, нужна большая выборка данных для их расчета. Показатели надежности могут быть единичными, если они представляют меру надежности только одного свойства, и комплексными – если оценивают сразу несколько свойств надежности. Далее подробнее будет идти речь о некоторых единичных показателях восстанавливаемых объектов. Один из показателей безотказности – это параметр потока отказов, представляющий собой математическое ожидание числа отказов объекта за единицу времени, взятое для рассматриваемого временного периода. Также должно соблюдаться условие, что отказавшие элементы заменяются новыми, т.е. число испытываемых элементов сохраняется неизменным в процессе работы. Формула для расчета параметра потока отказов: 𝜔(𝑡) = 𝑛(∆𝑡) 𝑁∆𝑡 (2.1) где 𝑛(∆𝑡) – число отказавших элементов на интервале ∆𝑡; 𝑁 – общее количество всех элементов данного типа. Обратная параметру потока отказов величина называется средней наработкой на отказ и характеризует математическое ожидание этой наработки до отказа: 𝑇0 = 1 𝜔(𝑡) (2.2) Время восстановления относится к показателю восстанавливаемости и представляет собой время вынужденного простоя объекта, достаточного для 38

устранения причин отказа [9]. Данный показатель можно определить как разность между моментом времени введения объекта в работу (t2) и моментом времени отказа объекта (t1). 𝑇в = t 2 − t1 Также, при неимении данных (2.3) о крайних точках периода восстановления (t1, t2), можно найти среднее время восстановления через интенсивность восстановления. Интенсивность восстановления – это условная плотность вероятности восстановления работоспособности объекта, определенная для какого-то момента времени при условии, что до этого момента времени восстановление завершено не было. 𝜇(𝑡) = 𝑛в (∆𝑡) 𝑁нев ср ∆𝑡 (2.4) где 𝑛в (∆𝑡) – это число объектов, восстановленных на интервале времени ∆𝑡; 𝑁нев ср – среднее число объектов, не восстановленных на том же интервале. Тогда среднее время восстановления можно найти как: 𝑇в ср = 2.2 1 𝜇(𝑡) (2.5) Анализ статистических данных ООО «Ноябрьскэнергонефть» по аварийным отключениям ВЛ-35 кВ Любая система электроснабжения непрестанно развивается, что приводит к ее изменениям. Поэтому нужно постоянно контролировать состояние элементов сети и степень их надежности. На основе этих данных можно выявлять «узкие места», формировать план диагностики и ее график. Необходимо проводить мониторинг всех видов электросетевого оборудования, однако в этой главе особое внимание будет уделено состоянию ВЛ-35 кВ, находящимся на балансе ООО «Ноябрьскэнергонефть». 39

Чтобы скомплектовать исходные данные для расчета показателей надежности ВЛ-35 кВ, была проанализирована аварийная статистика этого предприятия за десятилетний период времени (2008-2018 гг.). ООО «Ноябрьскэнергонефть» – это филиал ПАО «Газпром нефть». Компания осуществляет деятельность в шести субъектах Российской Федерации, а именно в ЯНАО, ХМАО, Тюменской, Томской, Омской и Оренбургской областях. ООО «Ноябрьскэнергонефть» имеет широкий набор направлений деятельности, основные из которых – оказание услуг по передаче и распределению электроэнергии, проведение техобслуживания электрических сетей и электрооборудования, выполнение капитальных ремонтов, проведение испытаний и измерений в электроустановках и т.д. [10]. Аварийная статистика представляет собой большой пласт данных, содержащих всевозможную информацию об отказавшем оборудовании (тип оборудования, дата отказа и введения в работу, причина отказа, описание аварии и т.д.). Всего за период с 2008 по 2018 гг. зафиксировано 410 отказов ВЛ-35 кВ. На основе анализа аварийной статистики были выделены основные причины этих отказов (рисунок 2.1). Причина не выяснена 2% Прочее 4% Дефекты оборудования и его монтажа 6% Постороние воздействия 9% Гроза 63% Ошибки персонала 2% Недостатки эксплуатации 3% Атмосферные явления 11% Рисунок 2.1 – Распределение вероятности отказов по основным причинам 40

Из рисунка 2.1 видно, что большая доля отказов ВЛ-35 кВ (63%) происходит по причине грозовых явлений. Область, где расположены воздушные линии, имеет достаточно суровый климат – от резко континентального до арктического. Поэтому такая высокая грозовая деятельность объясняется природно-климатическими факторами места расположения ВЛ. На рисунке 2.2 приведена картина распределения вероятности отключения ВЛ-35 кВ из-за грозы по годам. Анализируя ее, можно сделать вывод, что наиболее грозовыми были 2009, 2011 и 2012 года. 16,5 Вероятность отключения, % 18,0 15,7 15,3 16,0 13,0 14,0 12,6 12,0 10,0 7,7 8,0 5,4 6,0 4,0 6,9 4,2 2,3 2,0 0,4 0,0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Год Рисунок 2.2 – Распределение вероятности отключения ВЛ-35 кВ из-за грозы по годам Также немалую долю составляют отключения ВЛ-35 кВ по причине атмосферных явлений (11%), к которым относятся: штормовой ветер, гололедообразование, снег. На рисунке 2.3 представлено распределение вероятности отключения ВЛ-35 кВ по годам по причине атмосферных явлений. Наиболее неблагоприятным оказался 2012 год, т.к. отключения ВЛ по причине атмосферных воздействий за этот год составили почти 30%. К посторонним воздействиям относятся неосторожные действия лесорубов, неустановленных высоконапорного водовода и транспортных т.п. Доля этой средств, категории порывы в общем распределении вероятности отказов по основным причинам составляет 9%. 41

Наиболее часто отказы по причине посторонних воздействий возникали в 2014 году. На рисунке 2.4 представлено распределение вероятности отключения ВЛ-35 кВ по годам по причине посторонних воздействий. 28,9 Вероятность отключения, % 30,0 24,4 25,0 20,0 20,0 15,0 8,9 10,0 4,4 5,0 2,2 2,2 4,4 2,2 2,2 0,0 0,0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Год Рисунок 2.3 – Распределение вероятности отключения ВЛ-35 кВ по годам по причине атмосферных явлений 33,3 Вероятность отключения, % 35,0 30,0 25,0 19,4 20,0 15,0 10,0 11,1 11,1 8,3 5,6 5,6 2,8 5,0 2,8 0,0 0,0 0,0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Год Рисунок 2.4 – Распределение вероятности отключения ВЛ-35 кВ по годам по причине посторонних воздействий На рисунке 2.5 представлено распределение вероятности отключения ВЛ-35 кВ по годам по причине дефектов оборудования и его монтажа. Данное распределение носит случайный характер (как и вышерассмотренное распределение на рисунке 2.4), т.к. определенной закономерности в нем нет. Можно лишь констатировать тот факт, что больше всего отключений по 42

вышеуказанной причине происходило в 2011 и 2017 годах (21,7%), а в 2013 Вероянтность отключения, % году их вообще не было. 25,0 20,8 20,8 20,0 15,0 10,0 12,5 8,3 8,3 8,3 8,3 4,2 5,0 4,2 4,2 0,0 0,0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Год Рисунок 2.5 – Распределение вероятности отключения ВЛ-35 кВ по годам по причине дефектов оборудования и его монтажа На долю недостатков эксплуатации приходится 3%, а на ошибки персонала – всего 2%. К прочим причинам отключения линий 35 кВ, которые составили 4%, относятся износ изоляции, старое оборудования, поиск места замыкания и т.д. Вдобавок к этому еще 2% отключения линий произошли по невыясненным причинам. На рисунке 2.6 представлена статистика по виду оборудования, из-за которого произошел отказ. Большая часть отказавшего оборудования (57%) приходится на изоляцию, что неудивительно, т.к. большая часть отключений происходила из-за грозовых перенапряжений. Если обратиться к статистике отказавшей изоляции по годам (рисунок 2.7), можно заметить, что больше всего изоляция повреждалась в 2009, 2011 и 2012 годах, что соответствует наиболее грозовым годам (рисунок 2.2). Значительную часть (13%) составляют отказы из-за повреждений проводов, в том числе и обрывов. Достаточно редко отказывают выключатели – всего 2% случаев, чуть чаще повреждаются опоры – 3%. 43

По данным аварийной статистики в 12% случаев вид отказавшего оборудования не известен. Прочее 13% Не выяснено 12% Выключатель 2% Изоляция 57% Провода 13% Опоры 3% Рисунок 2.6 – Статистика по виду отказавшего оборудования 17,9% 18,0% 16,6% 15,7% Вероятность отказа, % 16,0% 14,0% 12,3% 12,0% 10,6% 10,0% 8,5% 8,0% 5,1% 6,0% 4,0% 6,0% 3,8% 2,6% 0,9% 2,0% 0,0% 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Год Рисунок 2.7 – Статистика по годам при отказе изоляции К прочим видам отказавшего оборудования относятся повреждения молниеотводов, линейных разъединителей, ОПН, трансформаторов, выход из строя средств релейной защиты и автоматики и т.д. Доля этой категории составляет 13%. 44

2.3 Расчет показателей надежности ВЛ-35 кВ Из данных аварийной статистики ООО «Ноябрьскэнергонефть» была взята информация о количестве отключений за каждый год в период с 2008 по 2018 гг. Для каждого года были рассчитаны параметр потока отказов, средняя наработка на отказ и время восстановления объекта. Параметр потока отказов рассчитывался на основе формулы (2.1). Протяженность линий 35 кВ, принадлежащих ООО «Ноябрьскэнергонефть», составляет 2062 км. Чтобы просчитать общее количество всех ВЛ-35 кВ, на основе экспертной оценки была взята средняя длина линий класса 35 кВ равная 5 км. Таким образом, приближенно рассчитать общее количество всех ВЛ можно по формуле 𝑁= 𝐿∑𝑖 𝑙ср𝑖 (2.6) где 𝐿∑𝑖 - суммарная протяженность рассматриваемых ВЛ одного i-го класса напряжения; 𝑙ср𝑖 – средняя длина линии i-го класса напряжения. В таблице 2.1 приведены статистические данные по отказам в сети 35 кВ и результаты расчета параметра потока отказов ω (ППО) и средней наработки на отказ T0. Статистические данные по количеству отказов были несколько скорректированы, а именно, внутри имеющейся статистики были выявлены и убраны сбои. Средняя наработка на отказ рассчитывалась по формуле (2.2). Таблица 2.1 – Данные по отказам ВЛ-35 кВ и результаты расчета ППО и средней наработки на отказ Год Число отказов, шт ППО ω, 1/год Наработка на отказ T0, лет 2008 2009 2010 2011 2012 2013 20 56 44 53 65 41 0,0485 0,1358 0,1067 0,1285 0,1576 0,0994 20,62 7,36 9,37 7,78 6,35 10,06 45

Продолжение таблицы 2.1 Год Число отказов, шт ППО ω, 1/год Наработка на отказ T0, лет 2014 2015 2016 2017 2018 45 28 29 22 7 0,1091 0,0679 0,0703 0,0533 0,0170 9,16 14,73 14,22 18,75 58,91 2008-2018 410 0,0904 11,06 Минимальная представительность выборки для расчета показателей надежности составляет 20 случаев. Из таблицы 2.1 можно заметить, что выборка 2018 года существенно меньше, чем в остальные года. Это связано с тем, что в 2018 году было осуществлено замораживание части нефтяных скважин России вследствие заключенного соглашения между нефтедобывающими странами о снижении уровня добычи. На рисунке 2.8 представлено графическое отображение результатов расчета ППО, приведенных в таблице 2.1. 0,18 Параметр потока отказов, 1/год 0,16 0,14 0,12 0,10 0,08 0,06 0,04 0,02 0,00 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Год Рисунок 2.8 – График ППО в зависимости от года Время восстановления объекта складывается из двух составляющий – времени отыскания неисправности и времени ее устранения. На основе 46

формулы (2.3) было подсчитано среднее время восстановления 𝑇̅в ВЛ-35 кВ для каждого года и в целом за десятилетний период. Результаты расчетов представлены в таблице 2.2. При расчетах этого показателя надежности из рассмотрения были убраны все случаи с временем простоя, равным нулю. Таблица 2.2 – Результаты расчетов среднего времени восстановления ВЛ-35 кВ за каждый год и за весь период в целом Год Суммарное время простоя, ч Число отказов, шт. Среднее время восстановления 𝑇̅в , ч 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2008-2018 47,65 46,12 133,58 26,45 152,68 72,33 69,48 85,02 92,80 76,33 9,38 811,83 16 19 13 9 35 23 27 23 21 16 4 206 2,98 2,43 10,28 2,94 4,36 3,14 2,57 3,70 4,42 4,77 2,35 3,94 По данным таблицы 2.2 в 2010 году был самый высокий показатель среднего времени восстановления, отличающийся от других годов в 2-3 раза, это связано с тем, что в том году было две крупные аварии, одна из которых произошла вследствие грозовых перенапряжений, а вторая – из-за "тяжёлого" пуска нефтеперекачивающей станции. Полученные показатели надежности необходимо сравнить со справочными данными, чтобы оценить правильность расчета. В таблице 2.3 приведено сравнение фактических и литературных показателей надежности ВЛ-35 кВ, рассчитанных на десятилетнем интервале. В литературе [8] значения ППО даны в 1/100 км·год, поэтому, чтобы сравнить рассчитанные и справочные показатели, последние были переведены в единицы измерения год-1. 47

Фактические и справочные данные имеют некоторые расхождения. ППО по рассчитанным данным равен 0,0904 год-1, что несколько больше справочного значения для ВЛ-35 кВ на металлических опорах в 0,055 год-1 (1,1 год-1/100км), за этим последовала и разница в показателе надежности – наработка на отказ. Рассчитанное среднее время восстановления составило почти 4 ч, в то время как справочный показатель – 6 ч. Но это не означает, что расчеты неверны, поскольку у фактических и литературных данных могут различаться: 1. Представительность выборки данных; 2. Природно-климатические условия места расположения ВЛ рассматриваемого класса напряжения; 3. Условия эксплуатации. Таблица 2.3 – Сравнение фактических и справочных показателей надежности ВЛ-35 кВ ППО ω, Наработка на отказ год-1 T0, лет Фактические данные Справочные данные Среднее время восстановления 𝑇̅в , ч 0,0904 11,06 3,94 0,055 18,18 6 2.4 Выводы В данной главе, при помощи имеющейся аварийной статистики за 2008-2018 гг., были рассчитаны три основных показателя надежности ВЛ-35 кВ: параметр потока отказов (ω=0,0904 год-1), наработка на отказ (T0=11,06 лет) и среднее время восстановления (𝑇̅в =3,94 ч). Были проанализированы основные причины отказов ВЛ-35 кВ, принадлежащих ООО «Ноябрьскэнергонефть». В силу природно- климатических факторов в 63% случаев причиной отказа была гроза, в 11% – атмосферные явления. Эти две категории явились самыми представительными по сравнению с остальными причинами отказов (рисунок 2.1). 48

Все показатели надежности были рассчитаны для каждого года. Таким образом, наиболее высокий ППО зафиксирован в 2012 году и составляет 0,1576 год-1. В этом же году была высокая грозовая активность. В качестве отказавшего оборудования наиболее часто выступали изоляция – 57%, провода – 13%, опоры – 3%, выключатели – 2% (рисунок 2.6). Необходимо повышать уровень диагностики ВЛ и связанного с ними оборудования, чтобы своевременно предупреждать отказы. 49 находить «слабые» места и

3 УПРАВЛЕНИЕ ТОиР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ СОСТОЯНИЮ Целью главы является анализ задач ТОиР оборудования электрических сетей, а также характеристика стратегий и критериев управления ТОиР в условиях эксплуатации электрооборудования. 3.1 Цели и задачи ТОиР электрооборудования сетей. Виды корректирующих воздействий Постоянное развитие электросетевого комплекса приводит к увеличивающимся требованиям по его надежности и качеству. Надежность электросетевого комплекса складывается из двух составляющих: надежности электроснабжения потребителей и эксплуатационной надежности. Эти две категории тесно связаны между собой, причем надежность электрооборудования первостепенна, т.к. не обеспечив ее, обеспечить надежное электроснабжение потребителей невозможно. Поэтому, чтобы обеспечить безотказность электротехнического оборудования, необходимо своевременно и качественно проводить его техническое обслуживание и ремонт (ТОиР). Система ТОиР представляет собой совокупность взаимосвязанных средств, документации технического обслуживания и ремонта и исполнителей, необходимых для поддержания и восстановления объектов, входящих в эту систему [11]. Система ТОиР относится к отрасли управления активами. Актив – это некий объект, который может представлять или представляет какую-либо ценность для предприятия. Управление активами – это организованная деятельность предприятия, направленная на реализацию ценности от активов [12]. 50

Производственными активами в электросетевом комплексе являются трансформаторные подстанции, распределительные пункты, линии электропередачи, комплектные распределительные устройства, а также другое электрооборудование, обеспечивающее транспорт электроэнергии. Основные цели ТОиР электрооборудования сетей: Поддержание 1. работоспособности оборудования и предупреждение его отказов, т.е. повышение надежности системы; Сокращение 2. времени простоя предприятия из-за отказа электроустановки; Обеспечение минимального ущерба от оборудования, аварийно 3. вышедшего из строя. Чтобы выполнить все поставленные цели требуется проанализировать рассматриваемую систему, решить задачу выбора правильной стратегии ТОиР и разработать обслуживания критерии производства. Но оценки сначала эффективности необходимо ремонтного рассмотреть существующие виды корректирующих воздействий: 1. Ремонт объекта; 2. Осмотр объекта. Ремонт объекта электросетевого хозяйства может быть плановым, т.е. постановка на него планируется в соответствии с задокументированными требованиями [11], и неплановым, когда ситуация обратная ранее упомянутому определению. В свою очередь плановый ремонт делится на несколько видов: 1. Текущий ремонт – одна из разновидностей планового ремонта, подразумевающая замену или восстановление отдельных легкодоступных частей электроустановки и обеспечение или восстановление ее работоспособности. 2. Средний ремонт – вид планового ремонта, который выполняется для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса объекта с заменой или восстановлением каких-либо составных частей из 51

ограниченного перечня и контролем технического состояния объекта в задокументированном объеме. 3. Капитальный ремонт – плановый ремонт, предусматривающий восстановление исправности и полного (близкого к полному) ресурса объекта с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые. Согласно ПТЭЭП [13] капитальный ремонт ВЛ на железобетонных и металлических опорах должен выполняться не реже 1 раза в 10 лет. На практике чаще встречаются первый и третий вид плановых ремонтов. К неплановому ремонту относится аварийный ремонт, который выполняется при внезапных поломках объекта, вызванных нарушением условий эксплуатации, перегрузками или какими-либо другими аварийными ситуациями, с целью восстановления работоспособности объекта. Ремонт по техническому состоянию объекта – разновидность ремонта, которая подразумевает контроль технического состояния с задокументированной периодичностью, а начало ремонтных работ и их объем определяются состоянием объекта. Данный вид ремонта, согласно ГОСТ [11], может быть как плановым, так и неплановым. Осмотры электрооборудования, в том числе и ВЛ, также относятся к техническому обслуживанию объектов. Осмотр ВЛ, т.е. визуальный контроль, должен происходить не реже, чем раз в полгода. Инструментальный контроль, т.е. более детальный осмотр с применением специальных приборов, проводится раз в год. Внеочередные осмотры ВЛ необходимо проводить при образовании на проводах гололеда, при их пляске, после стихийных явлений, а также после отключения ВЛ релейной защитой и после неуспешного АПВ (после успешного – по мере необходимости) [13]. Ремонтные работы и техническое обслуживание воздушных линий могут проводится при снятии с нее напряжения, при снятии напряжения с 52

одной ремонтируемой фазы и без снятия напряжения. Все виды работ должны проводится в соответствии с ПОТЭЭ [14]. 3.2 Характеристика и области применения стратегий ТОиР электрооборудования Чтобы грамотно управлять своими производственными активами, предприятие должно выбрать для них стратегию ТОиР. Это поможет максимально эффективно использовать активы и обеспечить их работоспособность с минимальными затратами, что является актуальной задачей для любой организации, которая желает оставаться конкурентоспособной на рынке. Стратегия ТОиР – это определенный набор правил по обслуживанию оборудования, соблюдение которых помогает его работоспособность сделать оптимальной. Самая «древняя» стратегия – это эксплуатация до отказа. В этом случае ТОиР оборудования проводится после возникновения отказа, характеризующегося, как правило, утратой работоспособного состояния. Достоинством этой стратегии является наибольшая межремонтная длительность эксплуатации оборудования, соответствующая сроку службы. Однако возникающий отказ, при таком выборе стратегии, обычно достаточно тяжелый и на его устранение требуется много времени, что приводит к длительным простоям ремонтируемого оборудования, недоотпуску продукции и к значительным затратам на ремонт вследствие невозможности этот ремонт спланировать и выделить на него необходимые средства. Поэтому на сегодняшний день стратегия по факту отказа применяется для недорогого и несложного электрооборудования [15]. Одна из самых известных и ранее широко применявшихся стратегий – это планово-предупредительные ремонты (ППР). Суть данной стратегии заключается в том, что каждый вид электрооборудования имеет свой срок службы, основанный на обработке статистических данных по одноименной 53

группе оборудования. Данная стратегия является превентивной, т.е. направлена на предупреждение возникновения отказа. Достоинство ППР заключается в том, что это наиболее простой и надежный способ планирования ремонтных работ. Однако не все виды оборудования подходят под такой вид ТОиР, поскольку не у всего оборудования вероятность возникновения отказов увеличивается с увеличением продолжительности его использования. Таким образом, могут возникать случаи, что ремонтируется фактически исправное оборудование, заменяются какие-либо детали с большим потенциальным производственным ресурсом на новые. Все это происходит согласно стратегии ППР. Такая ситуация приводит к дополнительным излишним затратам на ремонт. Несмотря на свои недостатки, эта стратегия применяется в настоящее время, но не так масштабно и преимущественно к оборудованию, вероятность отказа которого возрастает с увеличением наработки. В 2003 году начался постепенный отказ от этого вида стратегии ТОиР на основании Правил организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей [16]. Сегодня реализуется программа по постепенному переходу на рискориентированное управление активами. То есть при выборе стратегии оценивают риски при отказе актива и возможные последствия. Оценка риска отказа оборудования производится на основе его данных о техническом состоянии. Такой подход появился с развитием отрасли технической диагностики и позволил реализовать стратегию ТОиР по техническому состоянию объекта. Техническое состояние оборудования позволяет оценить интегральный показатель – индекс технического состояния (ИТС). ИТС определяется по методике, изложенной в [17], и изменяется в диапазоне от 0 до 100. В зависимости от значения ИТС определяется вид технического состояния объекта и вид технического воздействия на него. Например, оборудование 54

находится в очень хорошем состоянии при ИТС∈(85;100] и для него необходимо лишь плановое диагностирование. Таким образом, для реализации стратегии ТОиР по техническому состоянию объекта необходимо проводить мониторинг состояния электрооборудования и иметь диагностическую статистику. Эта стратегия позволяет не проводить «лишних» ремонтов, как это было при ППР, и, как следствие, снижать затраты. Однако планирование ремонтов при этой стратегии удобно на краткосрочный период и не подходит для построения долгосрочных планов. Можно заметить, что ППР и ремонт по техническому состоянию дополняют друг друга, поэтому рационально использовать их вместе – ППР для оборудования, частота отказов которого с наработкой возрастает, а вторая упомянутая стратегия – для оборудования, не подчиняющегося модели износа. Также существует надежностно-ориентированная стратегия ТОиР оборудования, широко известная как RCM (Reliability Centered Maintenance). На основании методологии RCM строятся наиболее эффективные в плане надежности планы ТОиР. Данная стратегия предполагает углубленный анализ оборудования с расчетом необходимых показателей надежности. С помощью них должна быть оценена критичность состояния электрооборудования для системы, в которой оно находится, а также оценивается величина ущерба, которую может принести отказ рассматриваемого оборудования. Основные цели RCM: 1. Перенос акцента с ремонтных воздействий на оборудование в сторону снижения последствий от отказа; 2. Направленность в сторону экологичности происходящих процессов; 3. Увеличение срока службы оборудования; 4. Минимизация затрат за счет эффективного управления активами; 5. Создание информационных производственными активами. 55 систем управления

Вся совокупность параметров определяет дальнейшие технические воздействия – плановое восстановление, работа по состоянию, реконструкция и пр. Данная стратегия применима к любому виду по сложности электрооборудования, при любом техническом состоянии и критичности к отказам. Стратегия ТОиР по оценке прогнозируемых рисков (Risk-based maintenance – RBM) характеризуется оцениванием вероятности отказов оборудования и степени его важности. Исходя из оцененного уровня риска, определяются объемы, виды работ по ТОиР оборудования и их приоритетность. Это помогает поддерживать уровень надежности системы и снижать сопутствующие затраты [18]. Один из важных аспектов в стратегиях ТОиР, на который ориентируются при составлении плана ремонтов, это приоритизация оборудования, т.е. ряду оборудования, который нужно вывести в ремонт, присваиваются приоритеты, в соответствии с которыми определяется порядок проведения ремонта, проще говоря, оборудование становится в «очередь на ремонт». Приоритизация является естественной для стратегий ТОиР по надежности (RCM) и по оценке прогнозируемых рисков (RBM). Для проведения приоритезации необходимо разделить оборудование на агрегаты, агрегаты на системы, а системы на узлы [19]. Агрегат – это отдельно стоящая производственная единица, выполняющая определенную функцию. Пример агрегата в комплексе электроснабжения предприятия нефтедобычи: ВЛ, трансформатор. Система – это набор независимых функций, обеспечивающих работу агрегата. Например, для трансформатора: система его электроснабжения, система охлаждения, механическая система и т.п. Узел – составляющая часть системы, которую можно заменить при ремонте [19]. Для трансформатора – это стержни, обмотки, изоляция и т.д. Графическое представление взаимосвязи агрегата, систем и узлов изображено на рисунке 3.1. 56

Такое иерархическое разбиение помогает упростить анализ единицы электрооборудования. Чтобы приотизировать оборудование рассчитывается индекс критичности отказов (RPN – Risk Priority Number). Узел №1 Система Узел №2 №1 Узел №3 Агрегат Узел №1 Система №2 Узел №2 Рисунок 3.1 – Графическое представление взаимосвязи агрегата, систем и узлов в общем виде Анализ ведется слева направо (рисунок 3.1.), т.е. начинается с выделения агрегатов, дальнейшая эксплуатация которых может привести к негативным последствиям вследствие их отказа. На основе рассчитанных индексов критичности отказов агрегатов, выделяется 20% (если используется принцип Парето) агрегатов с наибольшим значением индексов. И далее уже у них аналогично анализируются, рассчитываются и ранжируются системы, а затем узлы. Таким образом, выявляется оборудование, которое необходимо ремонтировать в первую очередь с точки зрения оценки его надежности и последствий отказа. 3.3 Критерии управления ТОиР. Актуальность использования ИСУ ПА Для принятия решения о виде ремонтного воздействия, которое нужно приложить к оборудованию в любой отрасли, в том числе при обслуживании объектов электроснабжения задаться критериями нефтяной управления, 57 промышленности, которые будут необходимо характеризовать

эффективность ремонтного обслуживания. Рационально выбранная система критериев помимо того, что позволяет проводить анализ фактической результативности использующейся стратегии ТОиР, помогает выявлять ее слабые места и определять пути развития, совершенствования или замены существующей системы ТОиР оборудования. Исходя из общих требований к ТОиР оборудования, которые постепенно ужесточаются и конкретизируются, можно выделить три основных критерия управления, которыми можно пользоваться при рассмотрении различных стратегий ТОиР: 1. Критерий максимальной надежности. Чем выше надежность электрооборудования, тем ниже вероятность его отказа. Повышение электроснабжения безотказности предприятия работы оборудования нефтедобычи позволяет в сети обеспечить бесперебойный производственный процесс. В случае снижения надежности сети, которая может происходить по ряду причин, к числу которых относится снижение ИТС единицы оборудования, вероятность отказа повышается, и любой из этих отказов может привести к ряду последствий. Основные негативные последствия – недовыработка и технологические потери нефти. Ориентация на критерий максимальной надежности позволит свести количество отказов к минимуму. 2. Критерий максимальной экономичности. Стратегия ТОиР электрооборудования сети должна быть выбрана из расчета минимальных затрат на обслуживание, но с максимальной пользой для обслуживаемого объекта. Этот критерий можно выполнить путем углубленного анализа и обработки статистических данных по оборудованию, затем оценить применимость каждой стратегии ТОиР к данному виду электрооборудования и выбрать окончательную стратегию. Данный критерий характеризует эффективность стратегии ТОиР, т.к. она считается эффективной, если затраты на предотвращение отказа меньше, чем затраты на устранение его последствий. 58

3. Критерий минимального риска. Любой отказ элемента сети электроснабжения нефтяного производства ведет к ущербу, выражающемуся в потерях нефти, которые в денежном эквиваленте могут быть весьма существенны. Выбор стратегии ТОиР должен основываться на минимизации рисков отказа оборудования. С точки зрения этого критерия первостепенно ремонт должен производиться на объектах, последствия отказа которых значительны. Учет всех критериев достаточно сложен, особенно если рассматривается предприятие с большим количеством оборудования, как, например, рассматриваемый электросетевой комплекс предприятия нефтедобычи. В энергетике затраты бюджета на ремонт и обслуживание могут составлять до трети всех расходов. Для рационального управления активами и ведения базы данных состояния оборудования и всех его узлов, используется информационная система управления производственными активами (ИСУ ПА), также используется термин ИСУ ТОиР [20]. ИСУ ПА помогает вести учет оборудования, планировать ремонтные воздействия для каждой единицы оборудования на основе его технического и эксплуатационного состояний. Технические параметры оборудования могут заносится вручную или автоматически, поступая, например, из системы диагностики или АСУТП. План ремонтных работ в ИСУ ПА может составляться на основе наработки оборудования или на основе значений каких-либо выбранных диагностических параметров. Причем составленный план не является окончательным, т.к. при поступлении какой-либо новой информации (данные о новом отказе, низкий технический показатель какойлибо единицы оборудования и т.п.) план перестраивается в соответствии с ней. При проведении работ согласно составленному плану, в ИСУ ПА необходимо вносить данные об использованных ресурсах. Основная цель использования ИСУ ПА – это оптимизация процессов ТОиР. Программный комплекс помогает систематизировать и поддерживать актуальной информацию об имеющемся 59 основном технологическом

оборудовании и о выполняемых работах по ТОиР. Благодаря ИСУ ПА качественнее ведется статистика отказов и дефектов оборудования с указанием их причин и последствий. 3.4 Выводы ТОиР оборудования – необходимое мероприятие, которое помогает обеспечивать эксплуатационную надежность и, как следствие, вносит вклад в надежность электроснабжения потребителей. Применявшийся ранее ППР перестает использоваться повсеместно, т.к. появилась альтернатива – ремонт по техническому состоянию. В электросетевом комплексе происходит постепенный переход к данному виду ремонта, т.к. не все оборудование подчиняется стандартной модели износа. Существует множество стратегий ТОиР, которые появлялись по мере развития техники и отрасли диагностики оборудования. Каждая стратегия имеет место быть, начиная от самой первой (ремонт по факту отказа) и заканчивая последними (RCM, RBM). Важно правильно подобрать оборудование, которое можно обслуживать по соответствующей стратегии. Были выделены 3 основных критерия управления производственными активами: критерий максимальной надежности, критерий максимальной экономичности, критерий минимального риска, соблюдение которых поможет оптимально подобрать стратегию ТОиР. В существующем некачественного ведения электросетевом статистики и комплексе базы есть данных проблема оборудования, следствием чего является усложнение анализа надежности системы и, тем более, усложнение оценки рисков. Поэтому постепенно осваивается ИСУ ПА, которая помогает решить эти проблемы. Использование ИСУ ПА предполагает постоянную актуализацию данных и, в идеале, автоматизированный контроль состояния оборудования, на основании чего составляются оптимальные планы ремонтов и обслуживания. 60

4 ОХРАНА ТРУДА Целью данной главы является расчет заземляющего устройства ПС 110/35/6 кВ методом наведенных потенциалов и изучение техники безопасности при эксплуатации воздушных линий. 4.1 Техника безопасности при эксплуатации воздушных линий Эксплуатация любого электрооборудования должна соответствовать требованиям безопасности. Для воздушных линий (ВЛ) эти требования регламентируются документом [13]. Для того, чтобы производить какие-либо работы на воздушных линиях, необходимо выполнить все организационные и технические мероприятия, обеспечивающие безопасность дальнейших работ. К организационным мероприятиям относятся: составление необходимой документации (оформление наряда или распоряжения), оформление допуска к работе и надзор во время нее, оформление окончания работы. Технические мероприятия включают в себя отключение напряжения (если работы производятся при снятии напряжения), вывешивание защитных плакатов, установка заземлений ВЛ по обоим концам и т.п. Проверка отсутствия напряжения производится приближением изолирующей штанги с укрепленным на ней указателем напряжения к проводам воздушной линии. Также для выполнения любых работ на действующей воздушной линии должно быть выдано распоряжение на производство работы в письменном или устном виде от уполномоченного лица. Работа на ВЛ должна производиться как минимум двумя работниками, один из которых должен иметь группу допуска по электробезопасности не ниже III. Работы на воздушных линиях с точки зрения мер безопасности делятся на следующие категории: 1. При снятии напряжения с ВЛ; 2. На ВЛ, находящихся под напряжением; 61

3. При наличии наведенного напряжения; 4. При пересечении в пролете с другими ВЛ. К ремонту и обслуживанию воздушных линий допускают работников, прошедших медицинское обследование, специальное обучение безопасным методам работы, необходимые инструктажи и знающих способы оказания первой помощи. Все работники в обязательном порядке сдают экзамен на проверку знаний в соответствии с правилами по технике безопасности. Работы на воздушных линиях любого класса напряжения при замене опор, изоляторов, проводов или при демонтаже производятся при наличии проекта производственных работ (ППР) или технологической карты [13]. Все воздушные линии напряжением выше 1000 В должны иметь заземление во всех распределительных устройствах и у секционирующих коммутационных аппаратов. Также необходима установка заземлений на всех трех фазах на рабочем месте бригады, при наличии грозозащитного троса, если требуется, он тоже должен быть заземлен. При отсутствии видимого заземления проводов ВЛ на месте производства работ категорически запрещается совершать какие-либо работы: влезать на опору, работать на проводах или на гирляндах изоляторов. Работники, выполняющие обслуживание или ремонт ВЛ, обязательно должны быть в защитных касках. Если для ремонта ВЛ требуется поднятие на опору, то обязательно должна быть проверена устойчивость этой опоры с учетом ее материала. Не допускается работа на ВЛ при неблагоприятных погодных условиях (сильный ветер, дождь, гроза, туман и т.п.), а также в темное время суток. Место проведения работ должно быть достаточно и равномерно освещено. При осмотрах и обходах ВЛ запрещено производить ремонт или какиелибо восстановительные работы. Осмотр ВЛ, как правило, выполняет один человек, но если место нахождения линии труднодоступное, то осмотр должны производить не менее двух работников. При проведении обхода у работников должна быть связь с диспетчером. 62

Если на земле замечен оборванный провод от ВЛ напряжением выше 1000 В, то запрещается приближаться к нему, а также к железобетонным опорам 6-35 кВ ближе, чем на 8 м при обнаружении признаков протекания тока замыкания на землю. Расчет защитного заземления 4.2 Защитное заземление – это средство защиты от поражения током людей при их прикосновении к нетоковедущим частям, которые могут оказаться под напряжением при пробое изоляции, замыкании на металлический корпус электроустановки или по какой-либо другой причине [21]. Заземляющие устройства электроустановок до 1 кВ и выше 1 кВ до 35кВ включительно с изолированной нейтралью рассчитывают по допустимому сопротивлению, а электроустановок с эффективно заземленной нейтралью 110 кВ и выше – либо по допустимому сопротивлению, либо по допустимому напряжению прикосновения. Расчет ПС 110/35/6 кВ будет произведен методом наведенных потенциалов по допустимому сопротивлению растеканию тока заземлителя. Потенциал заземляющего устройства при стекании с него тока замыкания на землю должен быть не более 10 кВ [21]. Рассматриваемая подстанция является понижающей и имеет два трансформатора с эффективно заземленной нейтралью со стороны 110 кВ. Распределительные устройства 110 и 35 кВ открытого типа, 6 кВ – закрытого. Площадь, занимаемая ПС, S=6300 м2. Заземлитель предполагается выполнить из горизонтальных полосовых электродов сечением 4×40 мм и вертикальных стержневых электродов длиной lВ=5 м, диаметром d=12 мм. Электроды будут заглублены в землю на расстояние tВ=0,8 м. Расчетные удельные сопротивления верхнего слоя земли – ρ1=480 63

Ом·м, а нижнего – ρ2=80 Ом·м. Мощность верхнего слоя земли h1=2,8 м. В качестве естественного заземлителя предполагается использовать систему трос-опоры двух подходящих к подстанции воздушных линий электропередачи 110 кВ на железобетонных опорах с длиной пролета l=300 м; каждая линия имеет один стальной грозозащитный трос сечением s=50 мм2; расчетное (с учетом сезонных колебаний) сопротивление заземления одной опоры rоп=12 Ом; число опор с тросом на каждой линии больше 20; данные измерений сопротивления системы трос – опоры отсутствуют. Расчетный ток замыкания на землю на стороне 110 кВ составляет 5 кА. Сопротивление заземлителя растеканию тока RЗ должно быть не более 0,5 Ом в соответствии с требованиями ПУЭ [22]. Сопротивления растеканию системы грозозащитный трос-опоры Re определяется по формуле: 𝑅𝑒 = √𝑟ОП где 𝑟ОП (наибольшее, 𝑟Т 𝑛Т (4.1) – расчетное сопротивление заземления одной опоры с учетом сезонных колебаний) Ом; 𝑟Т – активное сопротивление троса на длине одного пролета, Ом; 𝑛Т – число тросов на опоре. Для стального троса активное сопротивление: 𝑟Т = 0,15 𝑙 𝑠 (4.2) где 𝑙 – длина пролета, м; 𝑠 – сечение стального троса, мм2. Подставив формулу (4.2) в (4.1), сопротивление естественного заземлителя для двух линий Rе: 1 0,15 ∙ 𝑙 𝑅𝑒 = √𝑟ОП 2 𝑛Т ∙ 𝑠 1 0,15 ∙ 300 𝑅𝑒 = √12 = 1,64 Ом 2 1 ∙ 50 64 (4.3)

Сопротивление искусственного заземлителя RИ при использовании естественных заземлителей: 𝑅𝑒 𝑅З 𝑅И = √ 𝑅𝑒 − 𝑅З (4.4) где 𝑅З – сопротивление растеканию тока заземлителя принимается 0,5 Ом, в соответствии с ПУЭ. Тогда требуемое сопротивление искусственного заземлителя: 1,64 ∙ 0,5 𝑅И = √ = 0,8 Ом 1,64 − 0,5 Предварительная схема заземлителя представлена на рисунке 4.1. Принят контурный тип заземлителя – в виде сетки из горизонтальных полосовых и вертикальных стержневых электродов. Вертикальные электроды размещены по периметру заземлителя. Расстояние между поперечными заземлителями увеличивается от периферии заземляющей сетки к центру. Рисунок 4.1 – Предварительная схема заземлителя (размеры приведены в метрах) По предварительной схеме заземлителя определяются суммарная длина горизонтальных 𝐿Г и количество n вертикальных электродов: 65

𝐿Г = 1470 м; 𝑛 = 41 шт; Длина вертикальных электродов определяется следующим образом: 𝐿В = 𝑛 ∙ 𝑙В (4.5) где 𝑙В – длина вертикального электрода, м. 𝐿В = 41 ∙ 5 = 205 м Расчетная модель заземлителя представляет собой квадратную сетку площадью S=6300 м2. Длина одной стороны равна √𝑆≈80 м (рисунок 4.2). Рисунок 4.2 – Расчетная модель заземлителя Количество ячеек по одной стороне модели: 𝑚= 𝐿Г 2 ∙ √𝑆 −1 (4.6) Длина горизонтальных электродов уточняется, если количество ячеек по одной стороне модели, рассчитанное по (4.6), оказывается дробным. Для этого используется следующая формула: 𝐿Г = 2(𝑚 + 1) ∙ √𝑆 (4.7) 1470 − 1 = 8,2 2 ∙ 80 Принимаем m=8. Уточняем LГ по (4.7). 𝑚= 𝐿Г = 2(8 + 1) ∙ 80 = 1440 м Длина стороны ячейки модели: 𝑏= √𝑆 𝑚 (4.8) 66

𝑏= 80 = 10 м 8 Расстояние между вертикальными электродами 𝑎: 4 ∙ √𝑆 (4.9) 𝑛 4 ∙ 80 𝑎= = 7,8 м 41 Относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов 𝑎= вычисляется по формуле 4.10. 𝑙В + 𝑡В 𝑡отн = (4.10) √𝑆 где 𝑡В – глубина погружения в землю верхнего конца вертикального электрода, м; 𝑙В – длина вертикального электрода, м. 5 + 0,8 = 0,0725 м 80 Относительная длина верхней части вертикального заземлителя, т.е. 𝑡отн = части, находящейся в верхнем слое земли: 𝑙отн = ℎ1 − 𝑡В 𝑙В (4.11) где ℎ1 – мощность верхнего слоя земли, м. 2,8 − 0,8 = 0,4 м 5 Т.к. грунт двухслойный, по (4.12) определяется эквивалентное 𝑙отн = удельное сопротивление земли. 𝜌1 𝑘 𝜌э = 𝜌2 ∙ ( ) 𝜌2 (4.12) где 𝜌1 и 𝜌2 – удельные сопротивления верхнего и нижнего слоев земли соответсвенно, Ом·м; 𝑘 – показатель степени, определяемый по (4.13) при 𝜌1 1≤ ≤ 10 𝜌2 𝑘 = 0,43 (𝑙отн + 0,272 ∙ 𝑙𝑛 67 𝑎√2 ) 𝑙В (4.13)

𝜌1 𝜌2 = 480 80 = 6, тогда по (4.13): 𝑘 = 0,43 (0,4 + 0,272 ∙ 𝑙𝑛 7,8√2 ) = 0,265 5 Эквивалентное удельное сопротивление земли по (4.12): 480 0,265 𝜌э = 80 ∙ ( = 128,62 Ом ∙ м ) 80 Расчетное сопротивление RИ рассматриваемого искусственного заземлителя: 𝑅И = 𝐴 ∙ 𝜌э √𝑆 + 𝜌э 𝐿Г + 𝐿В (4.14) где А – это коэффициент, значение которого при 0 ≤ 𝑡отн ≤ 0,1 равно 𝐴 = 0,444 − 0,84 ∙ 𝑡отн (4.15) 𝐴 = 0,444 − 0,84 ∙ 0,0725 = 0,383 𝑅И = 0,383 ∙ 128,62 128,62 + = 0,69 Ом 80 1440 + 205 Общее сопротивление заземлителя ПС (с учетом сопротивления естественного заземлителя) вычисляется по формуле 4.16: 𝑅З = 𝑅З = 𝑅И 𝑅е 𝑅И +𝑅е (4.16) 0,69 ∙ 1,64 = 0,49 Ом < 0,5 Ом 0,69 + 1,64 Потенциал заземляющего устройства в аварийный период: 𝜑ЗУ = 𝐼КЗ 𝑅З (4.17) 𝜑ЗУ = 5000 ∙ 0,49 = 2 450 кВ < 10 кВ Обобщая вышеприведенный расчет, можно сделать следующие выводы: Искусственный заземлитель ПС 110/35/6 кВ должен быть выполнен из горизонтальных пересекающихся полосовых электродов сечением 4×40 мм общей длиной не менее 1440 м и вертикальных стержневых в количестве не менее 41 шт. диаметром 12 мм, длиной по 5 м, размещенных по периметру заземлителя по возможности равномерно, глубина погружения электродов в 68

землю 0,8 м. При этих условиях сопротивление Rи искусственного заземлителя в самое неблагоприятное время года не будет превышать 0,69 Ом, а сопротивление заземлителя подстанции в целом RЗ=0,49 Ом будет не более 0,5 Ом. 69

5 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 5.1 Характеристика электросетевого хозяйства нефтепромыслов Полная характеристика объектов электросетевого хозяйства приведена в главе 1, здесь же будет указано ограниченное количество данных, необходимых для выполнения дальнейшего расчета. Данные по ВЛ-35 кВ приведены в таблице 5.1, а данные по нагрузкам на ПС-35/0,4 кВ в таблице 5.2. Двухцепные линии (рисунок 1.1) предполагаются сооруженными на отдельно стоящих одноцепных опорах. Так делается для обеспечения надежности электроснабжения ответственных потребителей, к которым относятся предприятия нефтедобычи. Таблица 5.1 – Характеристика ВЛ-35 кВ Номер ВЛ Кол-во цепей 1 1 2 1 3 1 4 1 Длина ВЛ, км 4,05 3,45 4,05 3 Марка провода Материал опор АС 120/19 Металл Таблица 5.2 – Характеристика нагрузок на ПС-35/0,4 кВ № ПС 123 525 125 106 114 Узел 9 33 12 13 36 37 16 15 39 40 20 19 44 43 29 Pнагр, кВт 1040 1040 1630 1630 1630 1630 810 1040 810 1040 1040 1630 1040 1630 1040 D, т/кВт·ч* 10 10 0,01 0,01 0,01 0,01 0,05 0,05 0,05 0,05 0,15 0,15 0,15 0,15 0,08 70 Δt, час 0,015 0,015 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 0,5 0,5 0,5 0,5 1,0

Продолжение таблицы 5.2 № ПС Узел Pнагр, кВт D, т/кВт·ч* Δt, час 30 1630 0,08 1,0 50 1040 0,08 1,0 49 1630 0,08 1,0 25 1630 0,15 0,5 27 810 0,05 0,5 514 24 1630 0,15 0,5 26 810 0,05 0,5 53 810 8 0,015 101 75 810 8 0,015 55 1630 12 0,015 509 77 1630 12 0,015 58 810 5 0,1 107 80 810 5 0,1 61 1630 10 0,015 62 810 5 0,1 502 84 1630 10 0,015 83 810 5 0,1 65 1630 12 0,015 300 87 1630 12 0,015 67 810 3 0,1 АСП 89 810 3 0,1 70 1630 12 0,015 105 92 1630 12 0,015 72 1630 10 0,015 218 94 1630 10 0,015 * D, т/кВт·ч – удельная производительность технологического оборудования, запитанного через трансформаторы КТПН-35/0,4 кВ. 5.2 Показатели надежности ВЛ-35 кВ Показатели безотказности ВЛ-35 кВ на основе аварийной статистики предприятия ООО «Ноябрьскэнергонефть» были рассчитаны во второй главе в подпункте 2.3 и составили: ППО 𝜔 ̅̅̅̅0 = 0,0904 1/год, наработка на отказ 𝑇̅0 = 11,06 лет. Восстанавливаемость ВЛ-35 кВ можно оценить на основе справочных данных [8]: 1. Частота плановых отключений 𝜇 = 1 1/год; 71

2. Время планового ремонта 𝑇̅пл = 13 ч. Во второй главе также было рассчитано среднее время восстановления после отказа (аварийный ремонт) и составило 𝑇̅в = 3,94 ч. Расчет составляющих затрат на ТОиР оборудования 5.3 электросетевого хозяйства по техническому состоянию Структура суммарных затрат на ТОиР по техническому состоянию на рассматриваемом интервале эксплуатации выглядит следующим образом: З∑. (Т) = ∑ Зп (Т) + ∑ Зав (Т) + ∑ Здк (Т) + ∑ У(Т) (5.1) где ∑ Зп (Т) – затраты на плановые воздействия, которые включают в себя техническое обслуживание и текущий ремонт. Техническое обслуживание, в соответствии с ПТЭЭП [13], проводится не менее 1 раза в год, а текущий ремонт – не менее, чем раз в 6 лет; ∑ Зав (Т) – затраты на аварийное восстановление; ∑ Здк (Т) – затраты на плановый диагностический контроль, который включает в себя визуальный контроль, проводящийся с периодичностью раз в полгода, и инструментальный контроль, проводящийся с нормативной периодичностью 1 год [13]. ∑ У(Т) – суммарный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям нефтедобычи. T – горизонт планирования, принимается равным 5 годам. Расчет по каждой составляющей ведется отдельно для каждой линии. В таблице 5.3 приведены необходимые значения показателей для расчета затрат при средней длине ВЛ-35 кВ 5 км. Таблица 5.3 – Значения показателей для расчета затрат при средней длине ВЛ-35 кВ 5 км kав, о.е. 10 kто, о.е. 0,2 kуо, о.е. 0,1 72 kо, о.е. 0,05 сп, тыс. руб. 500

Произведем пересчет коэффициентов (таблица 5.3) к реальным длинам, имеющимся в схеме (рисунок 1.1) ВЛ-35 кВ. Результаты пересчета представлены в таблице 5.4. Таблица 5.4 – Пересчитанные на реальные длины коэффициенты и показатель ППО № ВЛ 1 2 3 4 1. Длина ВЛ, км 4,05 3,45 4,05 3 kав, о.е. kто, о.е. kуо, о.е. kо, о.е. 8,1 6,9 8,1 6 0,162 0,138 0,162 0,12 0,081 0,069 0,081 0,06 0,0405 0,0345 0,0405 0,03 сп, тыс. руб. 405 345 405 300 𝜔 ̅̅̅̅, 0 1/год 0,0732 0,0624 0,0732 0,0542 Расчет затрат на плановые воздействия ∑ ЗпВЛ𝑖 (Т) = Т ∙ 𝜇 ∙ 𝑐п𝑖 + Т ∙ 1/год ∙ 𝑘то𝑖 ∙ 𝑐п𝑖 (5.2) где 𝜇 – частота плановых отключений ВЛ-35 кВ; 𝑐п – средняя стоимость планового единичного воздействия (текущего ремонта) на ВЛ-35 кВ; 𝑘то – кратность стоимости технического обслуживания ВЛ-35 кВ относительно стоимости планового ремонта. Текущий ремонт ВЛ 35 кВ проводится не менее, чем раз в 6 лет. Все линии в системе разновозрастные, поэтому при расчете составляющей затрат на плановые воздействия примем допущение, что у ВЛ-35 кВ №1 и №3 уже был осуществлен ремонт перед рассматриваемым пятилетним периодом расчета. ∑ ЗпВЛ1 (Т = 5) = Т ∙ 1 1 ∙ 𝑘то1 ∙ 𝑐п1 = 5 ∙ ∙ 0,162 ∙ 405 = 328,05 тыс. руб. год 1 ∑ ЗпВЛ2 (Т = 5) = Т ∙ 𝜇 ∙ 𝑐п2 + Т ∙ 1 ∙𝑘 ∙𝑐 = год то2 п2 1 = 5 ∙ 1 ∙ 345 + 5 ∙ ∙ 0,138 ∙ 345 = 1 725 + 238,05 = 1 963,05 тыс. руб. 1 1 1 ∙ 𝑘то3 ∙ 𝑐п3 = 5 ∙ ∙ 0,162 ∙ 405 = 328,05 тыс. руб. ∑ ЗпВЛ3 (Т = 5) = Т ∙ год 1 ∑ ЗпВЛ4 (Т = 5) = Т ∙ 𝜇 ∙ 𝑐п4 + Т ∙ 73 1 ∙𝑘 ∙𝑐 = год то4 п4

1 = 5 ∙ 1 ∙ 300 + 5 ∙ ∙ 0,12 ∙ 300 = 1 500 + 180 = 1 680 тыс. руб. 1 Суммарные затраты на плановые воздействия: 4 ∑ Зп (Т = 5) = ∑ Зп𝑖 (Т) = 328,05 + 1 963,05 + 328,05 + 1 680 = 𝑖=1 = 4 299,15 тыс. руб 2. Расчет затрат на аварийное восстановление 𝜔0𝑖 ∙ 𝑘ав𝑖 ∙ 𝑐п𝑖 ∑ ЗавВЛ𝑖 (Т) = Т ∙ ̅̅̅̅ (5.3) где ̅̅̅̅̅̅̅ 𝜔0ВЛ𝑖 – средний ППО i-той ВЛ-35 кВ; 𝑘авВЛ𝑖 – кратность стоимости аварийного воздействия по отношению к плановому i-той ВЛ-35 кВ. ∑ ЗавВЛ1 (Т = 5) = 5 ∙ 0,0732 ∙ 8,1 ∙ 405 = 1 201,057 тыс. руб. = = ∑ ЗавВЛ3 (Т = 5) ∑ ЗавВЛ2 (Т = 5) = 5 ∙ 0,0624 ∙ 6,9 ∙ 345 = 742,430 тыс. руб. ∑ ЗавВЛ4 (Т = 5) = 5 ∙ 0,0542 ∙ 6 ∙ 300 = 488,160 тыс. руб. Суммарные затраты на аварийное восстановление: 4 ∑ Зав (Т = 5) = ∑ Зав𝑖 (Т = 5) = 1 201,057 + 742,430 + 1 201,057 + 𝑖=1 + 488,160 = 3 632,704 тыс. руб 3. Расчет затрат на плановый диагностический контроль ∑ ЗдкВЛ𝑖 (Т) = Т ∙ 1 ∙ 𝑘 ∙ 𝑐 + Т ∙ 1/год ∙ 𝑘уо𝑖 ∙ 𝑐п𝑖 0,5 о𝑖 п𝑖 (5.4) где 𝑘о и 𝑘уо – кратности стоимостей единичного осмотра и углубленного осмотра i-той ВЛ-35 кВ относительно стоимости планового ремонта/технического обслуживания соответственно. ∑ ЗдкВЛ1 (Т = 5) = 5 ∙ 1 1 ∙ 0,0405 ∙ 405 + 5 ∙ ∙ 0,081 ∙ 405 = 0,5 1 = 328,05 тыс. руб = ∑ ЗдкВЛ3 (Т = 5) 74

∑ ЗдкВЛ2 (Т = 5) = 5 ∙ 1 1 ∙ 0,0345 ∙ 345 + 5 ∙ ∙ 0,069 ∙ 345 = 0,5 1 = 238,05 тыс. руб ∑ ЗдкВЛ4 (Т = 5) = 5 ∙ 1 1 ∙ 0,03 ∙ 300 + 5 ∙ ∙ 0,06 ∙ 300 = 180 тыс. руб 0,5 1 Суммарные затраты на плановый диагностический контроль: 4 ∑ Здк (Т = 5) = ∑ Здк𝑖 (Т) = 328,05 + 238,05 + 328,05 + 180 = 𝑖=1 = 1 074,15 тыс. руб Расчет суммарного ущерба от недоотпуска электроэнергии 4. потребителям нефтедобычи 𝜔0𝑖 ∑ УВЛ𝑖 (Т) = ∑(𝑃нагр ∙ ∆𝑡 ∙ 𝐷) ∙ 𝑄𝑖 ∙ 𝜉0̅ ∙ Т ∙ ̅̅̅̅ (5.5) где (Т ∙ ̅̅̅̅) 𝜔0𝑖 – количество аварийных отключений i-той ВЛ-35 кВ на рассматриваемом интервале эксплуатации; 𝑃нагр – активная мощность нагрузки на секции шин 0,4 кВ каждого трансформатора КТП-35/0,4 кВ; ∆𝑡 – среднее время перерыва электроснабжения потребителя при аварийном отключении ВЛ-35 кВ с учетом резервного и/или аварийного источника (АВР, дизель-генератор); D – удельная производительность нефтедобычи; 𝜉0̅ – удельная стоимость потерь нефти; Q – вероятность отказа оборудования (ВЛ-35 кВ): ̅̅̅̅∙∆𝑡 0 𝑄 = 1 − 𝑒 −𝜔 ∙𝐽 (5.6) где 𝐽 – ИТС ВЛ-35 кВ. Рассчитаем вероятность отказа каждой из ВЛ-35 кВ. В формуле (5.6) присутствует ИТС, в зависимости от значения которого принимается решение о необходимости проведения ремонта. Определение ИТС [17] – объемная задача. На данном этапе для оценки экономических затрат примем значение ИТС, близкое к идеальному, для каждой линии – 𝐽 = 0,9. 𝑄ВЛ1 = 1 − 𝑒 −0,0732∙1 ∙ 0,9 = 0,191 о. е. 𝑄ВЛ2 = 1 − 𝑒 −0,0624∙1 ∙ 0,9 = 0,154 о. е. 75

𝑄ВЛ3 = 1 − 𝑒 −0,0732∙1 ∙ 0,9 = 0,191 о. е. 𝑄ВЛ4 = 1 − 𝑒 −0,0542∙1 ∙ 0,9 = 0,176 о. е. Произведем промежуточный расчет – расчет потерь нефти, которые будут иметь место при отключении ВЛ-35 кВ: П∑ВЛ𝑖 = ∑ 𝑃нагр𝑗 ∙ ∆𝑡𝑗 ∙ 𝐷𝑗 (5.7) Результаты расчетов по формуле (5.7) для каждой ВЛ-35 кВ на основе данных таблицы 5.2 сведены в таблицу 5.5. Таблица 5.5 – Расчет суммарных потерь нефти по каждой ВЛ-35 кВ № Узел ВЛ 9 12 13 16 15 1 20 19 29 30 25 27 53 55 58 61 2 62 65 67 70 72 33 36 37 39 3 40 44 43 50 49 Pнагр, кВт 1040 1630 1630 810 1040 1040 1630 1040 1630 1630 810 810 1630 810 1630 810 1630 810 1630 1630 1040 1630 1630 810 1040 1040 1630 1040 1630 D, т/кВтч Δt, час Потери нефти, т 10 0,01 0,01 0,05 0,05 0,15 0,15 0,08 0,08 0,15 0,05 8 12 5 10 5 12 3 12 10 10 0,01 0,01 0,05 0,05 0,15 0,15 0,08 0,08 0,015 1 1 1 1 0,5 0,5 1 1 0,5 0,5 0,015 0,015 0,1 0,015 0,1 0,015 0,1 0,015 0,015 0,015 1 1 1 1 0,5 0,5 1 1 76 156 16,3 16,3 40,5 52 78 122,25 83,2 130,4 122,25 20,25 97,2 293,4 405 244,5 405 293,4 243 293,4 244,5 156 16,3 16,3 40,5 52 78 122,25 83,2 130,4 Суммарные потери, т 837,5 2 519,4 837,5

Продолжение таблицы 5.5 № Узел Pнагр, кВт D, т/кВтч Δt, час Потери нефти, т ВЛ 24 1630 0,15 0,5 122,25 3 26 810 0,05 0,5 20,25 75 810 8 0,015 97,2 77 1630 12 0,015 293,4 80 810 5 0,1 405 84 1630 10 0,015 244,5 4 83 810 5 0,1 405 87 1630 12 0,015 293,4 89 810 3 0,1 243 92 1630 12 0,015 293,4 94 1630 10 0,015 244,5 Расчет суммарного ущерба от недоотпуска Суммарные потери, т 837,5 2 519,4 электроэнергии потребителям нефтедобычи по каждой ВЛ-35 кВ по формуле (5.5): ∑ УВЛ1 (Т = 5) = 837,5 ∙ 0,191 ∙ 15 ∙ 5 ∙ 0,0732 = 880,4 тыс. руб. ∑ УВЛ2 (Т = 5) = 2 519,4 ∙ 0,183 ∙ 15 ∙ 5 ∙ 0,0624 = 2 152,28 тыс. руб. ∑ УВЛ3 (Т = 5) = 837,5 ∙ 0,191 ∙ 15 ∙ 5 ∙ 0,0732 = 880,4 тыс. руб. ∑ УВЛ4 (Т = 5) = 2 519,4 ∙ 0,176 ∙ 15 ∙ 5 ∙ 0,0542 = 1 803,111 тыс. руб. Суммарный ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям нефтедобычи: 4 ∑ У(Т = 5) = ∑ У𝑖 (Т) = 880,4 + 2 152,28 + 880,4 + 1 803,111 = 𝑖=1 = 5 716,191 тыс. руб. 5. Расчет суммарных затрат на ТОиР по техническому состоянию на рассматриваемом интервале эксплуатации 5 лет по (5.1) З∑. (Т = 5) = 4 299,15 + 3 632,704 + 1 074,15 + 5 716,191 = 14 722, 195 тыс. руб. 77

На рисунке 5.1 приведена диаграмма, отражающая долевое участие каждой структурной части затрат на ТОиР по техническому состоянию на рассматриваемом интервале эксплуатации 5 лет. Плановый диагностический контроль 7% Ущерб от недоотпуска 39% Аварийное восстановление 25% Плановые воздействия 29% Рисунок 5.1 – Долевое участие каждой структурной части затрат на ТОиР по техническому состоянию на рассматриваемом интервале эксплуатации 5 лет Была рассмотрена структура суммарных затрат на ТОиР по техническому состоянию на рассматриваемом интервале эксплуатации (5 лет). Наибольшие затраты приходятся на покрытие ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям нефтедобычи – 39% от всех затрат, это подтверждает тот факт, что система электроснабжения данного вида потребителей должна быть выполнена с максимальной надежностью, это позволит уменьшить рассматриваемую составляющую затрат, а также долю затрат на аварийное восстановление, которая составила 25% (рисунок 5.1). Также значительную долю составляют затраты на плановые воздействия (29%) – эти затраты оправданы, т.к. их целью является повышение надежности электросетевого комплекса. 7% от общих затрат занимают затраты на проведение диагностического контроля, который необходим для мониторинга состояния рассматриваемого электрооборудования. По данным расчета суммарно затраты на ТОиР по техническому состоянию составили 14 722,195 тыс. руб. на рассматриваемом интервале в 5 лет. 78

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В настоящей выпускной квалификационной работе была исследована надежность ВЛ-35 кВ, обеспечивающих электроснабжение потребителей нефтедобычи. Для исследования смоделирован участок установившихся электрической режимов сети был выбран группы и Салымских месторождений. В программном комплексе MUSTANG были рассчитаны нормальный и два ремонтных режима рассматриваемой сети. При анализе параметров режимов проверялись на соответствие нормам уровни напряжения в узлах схемы, значения токов нагрузки по линиям, загрузка трансформаторов. При выходе параметров за нормированные значения были даны соответствующие рекомендации по исправлению ситуации. По данным аварийной статистики ООО «Ноябрьскэнергонефть» за 2008-2018 гг. были исследованы причины отказов ВЛ-35 кВ, отслежена их динамика и выявлены виды отказавших единиц оборудования. Также по имеющейся информации, посредством ее обработки, были посчитаны показатели надежности: параметр потока отказов ω0, время наработки на отказ Т0 и время восстановления Тв. Эти параметры были посчитаны для каждого года и в среднем за весь рассматриваемый период (таблицы 2.1, 2.2). Далее был исследован вопрос об управлении производственными активами. Были выделены цели и задачи технического обслуживания и ремонта электрооборудования, рассмотрена эволюция стратегий ТОиР в корреляции с развитием технологий диагностического контроля. Были выделены три основных критерия управления ТОиР: критерий максимальной надежности, критерий максимальной экономичности и критерий минимального риска. Данные представленного исследования могут быть использованы для планирования предприятием ООО «Ноябрьскэнергонефть» ремонтов ВЛ-35 кВ и более глубокой проработки стратегии ТОиР. 79

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Лыкин А. В. Электрические системы и сети: Учебное пособие. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2002. – 248 с. 2. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д. Л. Файбисовича. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. – 352 с.: ил. 3. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 592 с.: ил. 4. ГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. – Москва: Стандартинформ, 2014. – 16 с. 5. ГОСТ 14209-85. Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки. – Москва: Стандартинформ, 2009. – 38 с. 6. ГОСТ 27.002-2015. Надежность в технике. Термины и определения. – Москва: Стандартинформ, 2016. – 24 с. 7. Гуменюк В.М. Надежность и диагностика электротехнических систем: Учеб. пособие для вузов. — Владивосток: Изд-во Дальневост. гос. техн. ун-та, 2010. – 218 с. : ил. 8. Китушин В.Г. Надежность электроэнергетических систем. Часть 1. Теоритические основы: Учебное пособие. – Новосибирск: Изд-во НГТУ. – 2003. -256 с. – (Серия «Учебники НГТУ»). 9. Савоськин Н.Е. Надежность электрических систем: учебное пособие. – Пенза: Изд-во ПГУ, 2004 г. — 101 с. 10. ООО «НЭН» [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://ноябрьскэнергонефть.рф/, свободный. 11. ГОСТ 18322-2016 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения. – Москва: Стандартинформ, 2017. – 16 с. 80

12. ГОСТ Р 55.0.02-2014/ИСО 55001:2014 Управление активами. Национальная система стандартов. Системы менеджмента. Требования. – Москва: Стандартинформ, 2015. – 16 с. 13. Правила потребителей технической эксплуатации ресурс] [Электронный – электроустановок Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_40861/, свободный. 14. Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок ресурс] [Электронный – Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_156148/, свободный. 15. Левин В. М. Оптимизационные модели технического обслуживания и ремонтов электрооборудования передачи и распределения [Текст] / В. М. Левин, Е. А. Рычагова, И. В. Сорокин // Вопросы технических наук: новые подходы в решении актуальных проблем: сб. науч. тр. по итогам междунар. науч.-практ. конф. – Казань, 2015. – № 2. – С. 20–29. 16. Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей: СО 34.04.1812003: утв. ОАО РАО "ЕЭС России". – Москва, 2004. – 447 с. 17. основного Об утверждении методики оценки технического состояния технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/456088008, свободный. 18. Ассоциация эффективного управления производственными активами [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://eam.su/8- obsluzhivanie-osnovannoe-na-ocenke-riskov-rbm-risk-based-maintenance.html, свободный. 19. Антоненко обслуживания на И.Н. основе Методика оценки приоритизации критичности отказов объектов // В мире неразрушающего контроля. - 2018. - Т. 21, №3. - С. 64-68. DOI: 10.12737/article_5b8cf933596a37.05447226 20. Кац Б. А., Молчанов А. Ю. Управление производственными 81

активами с помощью современных информационных технологий. — Автоматизация в промышленности. 2014. № 8. C.39–45. 21. Парахин А.М., Тихонова О.В. Проектирование и расчет защитного заземления. Метод. пособие для студентов / Парахин А.М.– Новосибирск: НГТУ, 2013 – 49 с. 22. Правила устройства электроустановок (ПУЭ, 7 изд.). – М.: НЦ ЭНАС, 2003. 82

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв

0.5

Ирина

Работа объемная, данные приведены системно, много расчетных, табличных данных. Присутствуют графики и диаграммы. Все выполнено на современном уровне, достаточная библиография. Содержание изложенно в нужной последовательности. Работа произвела отличное впечатление.