X Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2018
СОВРЕМЕННОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ И ДАЛЬНЕЙШЕЕ РАЗВИТИЕ ЗАПАДНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЯКУТИИ
Полная версия работы доступна во вкладке "Файлы работы" в формате PDF
Для обеспечения содержания оборудования, передаточных устройств, зданий и сооружений в состоянии эксплуатационной готовности и надёжности работы, а также осуществления оперативного управления в составе ЗЭС имеется восемь районов электрических сетей и энергорайонов (РЭС, ЭР) – Мирнинский, Ленский, Айхальский, Нюрбинский, Сунтарский, Вилюйский, Верхневилюйский, Олекминский.
Общая зона обслуживания объектов электрических сетей ЗЭС (в направлении с юга на север) превышает 800 км, расстояния до наиболее удалённых объектов обслуживания от баз РЭС составляют от 100 и более километров, при оптимальном, в соответствии с нормативно-технической документацией (НТД) – 40 км.
По состоянию на 01.01.2017 г. на балансе ЗЭС имеет 92 понизительных подстанций (ПС) 35-220 кВ, общей установленной мощностью 2790,49 МВА; ТП 6-10/0,4 кВ – 1447шт., общей установленной мощностью 444,29 МВА; воздушных линий электропередачи (ВЛ) класса напряжения 0,4-220 кВ (по трассе) – 8729,1км. Тогда как 10 лет назад [1,2] , а именно по состоянию на 01.01.2007 г. на балансе ЗЭС находилось 89 ПС – 35-220 кВ, общей установленной мощностью 2500 МВА; ТП 6-10/0,4 кВ – 1057шт., общей установленной мощностью 110,81 МВА и воздушных линий электропередачи класса напряжения 0,4-220 кВ (по трассе) – 7607км. В табл.1 представлены более полные показатели по состоянию на указанные выше года.
Таблица 1. Сводная таблица технических показателей ЗЭС
|
№ п/п |
Наименование |
Ед. измерения |
Стоит на балансе на 01.01.2007г. |
Стоит на балансе на 01.01.2017г. |
|
1 |
Общая протяжённость ВЛ в том числе: |
км. |
7607 |
8729,1 |
|
1.1 |
220 кВ. |
км. |
1344 |
1149,3 |
|
1.2 |
110кВ |
км. |
1517 |
1530,6 |
|
1.3 |
35 кВ. |
км. |
1325 |
1437,1 |
|
1.4 |
10 кВ. |
км. |
1715 |
2103,9 |
|
1.5 |
6кВ. |
км. |
279 |
374,4 |
|
1.6 |
0,4 кВ. |
км. |
1427 |
2133,8 |
|
2 |
Общее кол-во и мощность ПС в том числе: |
шт/МВА |
84/2571,2 |
92/2790,49 |
|
2.1 |
220 кВ. |
шт/МВА |
5/1031 |
5/1015 |
|
2.2 |
110кВ. |
шт/МВА |
43/1500 |
38/1522,3 |
|
2.3 |
35 кВ. |
шт/МВА. |
40/234 |
49/253,19 |
|
3 |
Общее кол-во и мощность ТП в том числе: |
шт/МВА |
1037/318 |
1447/444,29 |
|
3.1 |
Комплектные (КТП) |
шт/МВА |
56/33,89 |
1300/335,70 |
|
3.2 |
Закрытые (ЗТП) |
шт/МВА |
43/76,92 |
123/105,26 |
|
3.3 |
Мачтовые (МТП) |
шт/МВА |
- |
24/3,33 |
Таблица 2. Протяженность ВЛ ЗЭС на обслуживании (состояние на 01.01.2017 г.)
|
Подразделение |
0,4-6-10 кВ |
35 кВ |
110 кВ |
220 кВ |
Всего |
|
Западные электрические сети |
4668,7 |
1437,1 |
1554,5 |
1763,7 |
9424,0 |
Объём условных единиц количества оборудования по состоянию на 01.01.2008 год составлял всего – 45313, в том числе по электрическим сетям – 16165,6, а на 01.01.2017 год составляет – 79214, в том числе по электрическим сетям – 49425.
Географическое расположение Западного энергорайона ПАО «Якутскэнерго» с нанесением ВЛ-220 – 110 кВ и основных ПС представлено на рисунке 1.
Рис.1. Географическое расположение районных сетей ЗЭС
На рис.1 сплошными зелеными линиями показаны ВЛ-220 кВ; сплошными черными – ВЛ-110 кВ; пунктирными зелеными линиями показаны проектируемые ВЛ-110-220 кВ.
В рамках планирования проведения программ ремонта, мероприятий по техническому перевооружению и реконструкции сетевого оборудования в ЗЭС ПАО «Якутскэнерго» выполняется широкий спектр работ по диагностике и визуальному осмотру оборудования, а также проводятся специальные обследования технического состояния активов. С учетом группировок по видам оборудования определяются методы и сроки проведения эксплуатационных и ремонтных воздействий на данное оборудование.
Инструментом для определения состояния технически сложного актива является индекс технического состояния. Расчет индекса технического состояния производится по специальной методике в соответствии с проектом Приказа Минэнерго России [3]. Величина, обратная индексу технического состояния, - это износ оборудования в процентах, в соответствии с которым оборудование группируется с целью определения метода и сроков эксплуатационных и ремонтных воздействий (табл.3).
Таблица 3. Разбивка оборудования на группы по техническому состоянию ЗЭС
|
% износа |
Группа состояния |
Характеристика состояния |
Методы и сроки воздействия |
|
Менее 20 |
Очень хорошее |
Отсутствие признаков старения или ухудшение состояния незначиительного числа компонентов. (для опор - новое оборудование, возможно потемнение древесины, незначительное (не видимое на глаз) отклонение от проектного положения) |
Нормальная (периодическая) инспекция и техобслуживание. |
|
От 20 до 40 |
Хорошее |
Ухудшение состояния нескольких компонентов. (для опор незначительное, видимое на глаз отклонение опоры от проектного положения, появление начальных признаков загнивания, грибка, плесени, ослабление болтов, стяжек, бандажей, незначительного изгиба траверсы и пр. Сюда же включаются опоры с проведенной заменой ключевых элементов (свай, траверс, раскосов) |
Нормальная (периодическая) инспекция и техобслуживание. |
|
От 40 до 60 |
Нормальное |
Ухудшение состояния большого числа компонентов или серьезное ухудшение отдельных компонентов. (Применительно к опорам данная группа включает два типа износа. 1. тип – равномерный износ всех компонентов оборудования загнивание древесины свай, стоек траверс на глубину 2-3 сантиметра. При этом диаметр здоровой части древесины еще достаточен для сохранения несущей способности конструкции 2. тип – значительные отклонения опоры от проектного положения, загнивание отдельных элементов выше допустимого, при сохранении остальных ключевых элементов не поврежденными. Чаще всего загнивание свай и стоек при остаточном диаметре здоровой древесины менее 14 см и загнивание траверс, при котором здоровая часть составляет в диаметре менее 7 см.). На участках ВЛ с такими состояниями опор, отключения ВЛ из-за повреждения элементов опор отсутствуют, |
1 тип. Особый контроль. Сокращение периодичности испытаний¸ проверок, замеров; 2 тип. Срочная замена дефектного элемента. |
|
От 60 до 80 |
Неудовлетворительное |
Серьезное ухудшение состояния большого числа компонентов или значительное ухудшение состояния доминирующего компонента. (Применительно к опорам это загнивание свай, траверс, раскосов, поперечин, при котором диаметр здоровой части древесины еще не достигает значений менее допустимы, но уже близок к ним. Появление трещин, дупл, деформации элементов, перекосов конструкции. Опора находится в перечне опор, подъем на которые запрещен. При этом ремонт опоры уже экономически не выгоден, так как замена одного – двух элементов не переводит данную опору в группу состояния «хорошо». Ремонт траверсы, например, уже может быть осуществлен только с помощью автовышки, доставка которой к месту проведения работ проблематична из-за труднопроходимой местности и пр. Повреждения элементов опор сопровождается со стихийными явлениями, сильном ветре, снегообразования на проводах. |
Планирование замены с учетом рисков и последствий отказа. Предполагается в течение ближайших 3-5 лет. |
|
Более 80 |
Критическое |
Серьезное ухудшение состояния большого числа компонентов и серьезное ухудшение состояния доминирующего компонента. (Применительно к опорам это загнивание свай, траверс, раскосов, поперечин, при котором диаметр здоровой части древесины достиг значения менее допустимого. Появление глубоких, иногда сквозных трещин и дупл, деформации элементов, значительных перекосов конструкции, оседание анкерной опоры на поперечины, появление на траверсах следов токов утечки, выпадение заварных болтов и пр.) повреждение траверс, падение опор из-за загнивания пасынков (свай). |
Актив находится в конце срока службы, необходима незамедлительная оценка рисков актива и замена на основе результатов оценки. Предполагается в ближайшие 1-3 года. |
Исходя из максимального срока службы опоры (25-30 лет) необходимо, чтобы в состоянии степени изношенности 80% находилось единовременно не более 7-10% деревянных опор магистральных электрических сетей 35-220 кВ и не более 10-12% опор распределительных электрических сетей 6-10-0,4 кВ.
Таблица 4. Техническое состояние деревянных опор основных ЛЭП 220 и 110 кВ ЗЭС (на 01.01.2017 г.)
|
Диспетчерское наименование |
Состояние деревянных опор |
||||
|
Всего опор |
Приемлемое |
доля, % |
Ухудшенное |
доля, % |
|
|
Л-203 ВЛ-220 кВ "ВГЭС-Айхал" |
619 |
2 |
0,3% |
617 |
99,7% |
|
Л-204 ВЛ-220 кВ "ВГЭС-Айхал" |
620 |
1 |
0,2% |
619 |
99,8% |
|
Л-205 ВЛ-220 кВ "Айхал-ГПП-6" |
343 |
132 |
38% |
211 |
62% |
|
Л-206 ВЛ-220 кВ "Айхал-ГПП-6" |
344 |
9 |
3% |
335 |
97% |
|
Л-102 ВЛ-110кВ Мирный-Ленск |
1024 |
817 |
80% |
207 |
20% |
|
Л-104 ВЛ 110кВ "Сунтар-Нюрба" |
1802 |
1280 |
71% |
522 |
29% |
|
Л-104 ВЛ-110 кВ "Нюрба-Вилюйск" |
1042 |
503 |
48% |
539 |
52% |
|
Л-108 ВЛ-110кВ "ГПП-5-Ф№8" |
10 |
0 |
0% |
10 |
100% |
|
Л-109 ВЛ-110 кВ "ГПП-5-Ф№8" |
10 |
0 |
0% |
10 |
100% |
|
Л-117 ВЛ-110 кВ "ГПП-6-Насосная" |
73 |
0 |
0% |
73 |
100% |
|
Л-119 ВЛ-110 кВ "ГПП-5-п/с Дальняя" |
108 |
0 |
0% |
108 |
100% |
|
Л-124 ВЛ-110 кВ ПС Заря-ПС Тас-Юрях |
410 |
192 |
47% |
218 |
53% |
|
Л-132 ВЛ-110кВ МГРЭС-ПС Мирный |
45 |
11 |
24% |
34 |
76% |
|
Л-308 ВЛ-35кВ Мурья-Беченча |
195 |
104 |
53% |
91 |
47% |
|
ВЛ-35 кВ "Хампа-Эбэ" |
190 |
22 |
12% |
168 |
88% |
|
ВЛ-10кВ Ленск-Ярославский |
495 |
359 |
73% |
136 |
27% |
|
Л-324 Берденка 35 кВ |
261 |
80 |
31% |
181 |
69% |
Таблица 5. Износ основных средств ЗЭС по данным бухгалтерского учета
|
Показатели |
2013 |
2014 |
2015 |
2016 |
2017, план |
|
Износ основных средств, всего, % |
59,0 |
60,6 |
56,8 |
59,4 |
62,8 |
|
Износ воздушных линий 110 кВ и выше, % |
60,2 |
62,5 |
64,5 |
66,7 |
68,9 |
|
Износ оборудования подстанций 110 кВ и выше, % |
28,7 |
31,7 |
37,6 |
47,5 |
56,7 |
|
Износ основных средств (ВЛ и ПС 110 кВ и выше), % |
55,8 |
58,1 |
60,4 |
63,9 |
67,1 |
В таблицах 4 и 5, а также на диаграмме (рис. 2) представлен износ основного оборудования в ЗЭС соответственно за период 2013-2017 гг.
Рис. 2. Износ основных средств (ВЛ и ПС 110 кВ и выше)
Из представленных данных по износу следует, что динамика изменения степени изношенности исследуемых основных средств имеет положительную тенденцию. Рост износа составляет в среднем по годам:
по ВЛ напряжением 110 кВ и выше – 2,2 % в год по ЗЭС;
по оборудованию ПС напряжением 110 кВ и выше – 6,3 % в год по ЗЭС.
Существующий уровень затрат на техническое обслуживание (ТО) и ремонт (Р) ВЛ и оборудование ПС напряжением 110 кВ и выше не обеспечивает восстановление степени пригодности данных основных средств к дальнейшей длительной эксплуатации (снижение износа). Увеличение затрат на ТОиР в существующих тарифных решениях на электроэнергию в данном регионе не представляется возможным.
Список литературы
1. Волотковская Н.С. Структура и основные технические показатели ЗЭС (статья). Печ. «Научная молодежь и промышленность»: Сб. докл. и тез. – М.: Компания «Спутник +», 2007. – С. 106-109.
2. Волотковская Н.С. Структура и основные технические показатели Западных ЭС Якутии (статья) Печ. «Исторические корни и перспективы развития западного региона Якутии»: Сб. докл. и тез. регион. науч.-практ. конф. – М.: Компания «Спутник +», 2007. – С. 149-151.
3. Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 26.07.2017 № 676 "Об утверждении методики оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей". Зарег. в Минюсте России 05.10.2017 № 48429.