автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Методика обеспечения эффективной эксплуатации электроустановок распределительных электрических сетей

На правах рукописи

ЕГОШИН ЮРИИ ЮРЬЕВИЧ

МЕТОДИКА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Специальность 05.09.03 - «Электротехнические комплексы

и системы»

1 7 ДЕК 2009

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Казань - 2009

003488955

Работа выполнена в Марийском государственном техническом университете

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент

Венедиктов Сергей Васильевич

Официальные оппоненты: доктор физико-математических наук,

профессор Усачев Александр Евгеньевич

кандидат технических наук Карчин Виктор Васильевич

Ведущая организация: ООО "НПП "Инженерный центр",

г. Чебоксары

Защита состоится 29 декабря 2009 года в 12-00 на заседании диссертационного совета Д.212.082.04 при ГОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет» в аудитории В-202 корпуса Б по адресу: 420066, г. Казань, ул. Красносельская, д. 51

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим высылать по адресу: 420066, г. Казань, ул. Красносельская, д. 51, КГЭУ, Ученому секретарю диссертационного совета Д.212.082.04.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Казанского государственного энергетического университета, с авторефератом -на сайте http://www.kgeu.ru

Автореферат разослан «_»______ 2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д.212.082.04 кандидат педагогических наук, доцент

Лопухова Т. В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Немаловажная роль в обеспечении надежной работы всей энергосистемы принадлежит распределительным электрическим сетям (РпЭС), эффективность функционирования которых напрямую зависит от технического состояния эксплуатируемых сетевыми организациями (СО) электроустановок (ЭУ), посредством которых обеспечивается передача, преобразование и распределение электрической энергии (ЭЭ).

По информации из различных источников, в настоящее время у значительного количества (70% и более) эксплуатируемых СО электроустановок закончился или подходит к концу номинальный срок службы. При этом их технический износ (ТИ) имеет недопустимо высокие значения, что соответственно для эксплуатационного персонала затрудняет задачу обеспечения эффективного и безопасного функционирования РпЭС в целом. Кроме того, для СО задача обеспечения эффективного и безопасного функционирования РпЭС усугубляется ограниченностью финансового обеспечения, что, в свою очередь, не позволяет выполнять в полном объеме регламентированных нормативно-технической документацией (НТД) эксплуатационных мероприятий, направленных на предотвращение преждевременного износа и разрушения элементов эксплуатируемых ЭУ.

В сложившейся ситуации одним из главных путей в обеспечении требуемого уровня эксплуатационной надежности РпЭС имеющимися трудовыми и материальными ресурсами является определение фактического состояния ЭУ с последующим приоритетным планированием и выполнением необходимых эксплуатационных мероприятий.

Широкое разнообразие возможных дефектов в электроустановках РпЭС, возникающих и развивающихся в процессе их эксплуатации, требует большого количества методов контроля различной направленности. При этом контролируемые показатели применяемых СО методов оценки технического состояния (ОТС) отличаются также широким разнообразием и, соответственно, их сравнительная оценка является многофакторной задачей, что влечет за собой необходимость использования сложных математических методов для решения трудноформализуемых задач. Кроме того, ни один из применяемых СО методов ОТС не обеспечивает комплексной оценки всей ЭУ, а рассматривает только ее отдельные элементы. Поэтому в отечественной электроэнергетической отрасли, не обладающей большими инвестиционными вкладами, при комплексной ОТС электроустановок наиболее эффективно применение системы экспертных оценок, согласно которой принятие решения о техническом состоянии оцениваемого объекта строится на базе знаний высококвалифицированных экспертов.

В данной диссертационной работе разработана и предлагается к использованию СО методика обеспечения эффективной эксплуатации электроустановок РпЭС. Ее использование позволяет с высокой точностью и досто-

верностью выполнить комплексную оценку технического состояния ЭУ, разработать технически обоснованные среднесрочные и многолетние планы технического обслуживания и ремонта (ТОиР), программы технического перевооружения и реконструкции (ТПиР), повышая тем самым эффективность использования имеющихся у СО материальных и трудовых ресурсов и обеспечивая эффективное и безопасное функционирование РпЭС в целом.

Практическая реализация разработанной методики в диссертационной работе выполнена на примере электроустановок РпЭС 0,4-10 кВ среднестатистического электросетевого района (СЭСР), обеспечивающего электроснабжение объектов агропромышленного комплекса Медведевского административного района Республики Марий Эл.

Цель исследований

Основной целью диссертационной работы является разработка методики обеспечения эффективной эксплуатации электроустановок распределительных электрических сетей с использованием экспертных оценок.

Задачи

1. Выполнить комплексную оценку технического состояния функционирующих электроустановок среднестатистического электросетевого района.

2. На основе результатов комплексной оценки технического состояния разработать планы технического обслуживания и ремонта функционирующих электроустановок среднестатистического электросетевого района.

3. Определить источники дополнительного финансирования для обновления электроустановок в зависимости от объема передаваемой через распределительные электрические сети электрической энергии.

4. Для рассмотренного в работе среднестатистического электросетевого района разработать и просчитать по времени реализации частный алгоритм обновления функционирующих электроустановок.

Методы исследования

Для решения поставленных задач использовались дифференциальные уравнения теории вероятностей, теория нечетких чисел, математический аппарат неразложимых неотрицательных матриц.

Научная и техническая новизна работы

1. Впервые для комплексной оценки технического состояния электроустановок распределительных электрических сетей применен метод лингвистических оценок, позволяющий в сочетании со специально разработанной компьютерной программой «Лингэ» выполнить оценку значительного количества объектов и получить количественные значения их технического износа.

2. Впервые для разработки среднесрочных и многолетних планов технического обслуживания и ремонта, программ технического перевооружения и реконструкции электроустановок распределительных электрических сетей применен метод парных сравнений, позволяющий в сочетании с адаптиро-

ванной компьютерной программой «Эксперт» определить приоритет технического состояния оцениваемых объектов.

3. Для рассмотренного в работе среднестатистического электросетевого района разработан и просчитан по времени реализации частный алгоритм обновления функционирующих электроустановок.

Практическая ценность работы

1. Сетевым организациям предложена методика обеспечения эффективной эксплуатации электроустановок РпЭС, позволяющая:

- минимизировать затраты на определение фактического состояния эксплуатируемых электроустановок;

- автоматизировать оценку технического состояния объектов РпЭС;

- получить с достаточно высокой точностью и достоверностью количественные значения технического износа оцениваемых ЭУ;

- технически обоснованно планировать сроки и объем эксплуатационных мероприятий;

- контролировать реальное техническое состояние эксплуатируемых ЭУ, избавиться от их «внезапных» отказов.

2. В соответствии с разработанным частным алгоритмом обновления ЭУ в условиях произошедшей реструктуризации электроэнергетической отрасли предложен вариант изыскания дополнительных материальных средств дня кардинального решения данного вопроса.

3. На примере ЭУ рассмотренного в работе СЭСР предложены варианты снижения технических и коммерческих потерь в РпЭС 0,4-10 кВ, определен экономический эффект при их реализации.

Достоверность полученных результатов

Достоверность полученных результатов основана на данных многолетнего применения системы ППР в электротехнической отрасли, опыте работы на производстве соискателя и экспертов, непосредственно занимающихся организацией производственного процесса эксплуатации электроустановок распределительных электрических сетей. В свою очередь, достоверность сделанных выводов и заключений по полученным результатам определяется корректным использованием необходимых методов и средств при решении поставленных задач.

Положения, выносимые на защиту:

1. Методика комплексной оценки технического состояния электроустановок распределительных электрических сетей.

2. Методика разработки среднесрочных и многолетних планов технического обслуживания и ремонта, программ технического перевооружения и реконструкции электроустановок распределительных электрических сетей.

3. Частный алгоритм обновления электроустановок распределтгельных электрических сетей 0,4-10 кВ.

Апробация работы

Результаты работы, полученные в ходе проведения научных исследований, и выводы, сделанные на их основе, докладывались и обсуждались на научно-технической конференции МарГТУ (Йошкар-Ола, 2007); Всероссийской междисциплинарной научной конференции с международным участием (Вавиловские чтения) (Йошкар-Ола, 2007); Межрегиональной научно-практической конференции ЧПИ (филиал ГОУ ВПО МГОУ) (Чебоксары, 2008, 2009); X Международной межвузовской школе-семинаре «Методы и средства технической диагностики» (Йошкар-Ола, 2008); Международной научно-технической конференции «Энергетика-2008: инновации, решения, перспективы» КГЭУ (Казань, 2008).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 10 работах, в том числе одна в рекомендованном для публикации журнале по списку ВАК. В данных публикациях соискателем определены критерии ОТС электроустановок рассмотренного СЭСР, представлены результаты ОТС функционирующих ЭУ и их попарного сравнения, рассмотрен вариант изыскания дополнительных средств для обновления объектов РпЭС.

Структура работы

Диссертационная работа изложена на 229 страницах, содержит введение, четыре главы, заключение, список литературы, приложения, 18 рисунков и графиков, 13 таблиц. Список использованных источников включает 113 наименований.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Диссертационная работа начинается с содержания, перечня условных обозначений и сокращений.

Во введении определена актуальность проблемы, показана научная и техническая новизна диссертационной работы, обозначена ее практическая ценность, определены положения, выносимые на защиту, и приведены сведения об апробации результатов.

В первой главе «СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ, ПОСТАНОВКА ЦЕЛИ И ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ» по результатам проведенного анализа состояния эксплуатационной надежности РпЭС рассмотренного в работе СЭСР, причин недостаточно эффективного их функционирования, эффективности применяемой в настоящее время системы ремонтно-эксплуатационного обслуживания, обзора методов традиционной системы ОТС электроустановок, рассмотрения методов экспертных оценок сделаны следующие основные выводы:

1. Эксплуатационная надежность РпЭС 0,4-ЮкВ рассмотренного в работе среднестатистического электросетевого района не соответствует требованиям НТД.

2. Основной причиной возникновения дефектов в электроустановках является их значительный физический и моральный износ.

3. Более 70% электроустановок функционируют с показателем амортизации, близким к 100%, что является основной причиной отсутствия у СО экономического обоснования при включении в тарифы за услуги по транспорту ЭЭ статьи расходов на эксплуатационные мероприятия в необходимом объеме, так как амортизационные отчисления формируются в соответствии с фактическими бухгалтерскими данными о стоимости основных фондов.

4. В СО нет достоверной информации о фактическом состоянии РпЭС по причине отсутствия простой, но достаточно точной методики комплексной ОТС электроустановок.

5. Существующая методика используется больше для сравнения технического состояния ЭУ между собой по критериям «хуже» или «лучше» и не дает достоверной информации о фактическом состоянии оцениваемых объектов. Методы традиционной системы ОТС позволяют получить информацию о техническом состоянии только отдельных элементов ЭУ.

6. Методы экспертных оценок перед применяемой в настоящее время системой ОТС имеют следующие преимущества:

- позволяют выполнить комплексную ОТС;

- результаты ОТС более объективны и достоверны;

- за счет дробления используемых в настоящее время четырех качественных оценок до 13 результаты ОТС получаются более точные;

- для анализа не требуется применение сложного математического аппарата и вложения значительных материальных затрат;

- имеется возможность выполнения одновременной ОТС значительного количества электроустановок.

На основании сделанных выводов определены цель и задачи исследований.

Во второй главе «ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК СРЕДНЕСТАТИСТИЧЕСКОГО СЕТЕВОГО РАЙОНА» на примере функционирующих электроустановок СЭСР, согласно разработанной методике, выполнена их ОТС.

Сбор результатов оценок экспертов при ОТС в работе осуществлялся индивидуально в форме анкетирования. Каждой ЭУ эксперты присваивали одну из 13 качественных оценок. При формировании совокупности качественных оценок использовались три критерия: эксплуатационная надежность, срок службы и размер выполненных амортизационных отчислений, определяемые отношением дефектных элементов к общему числу элементов ЭУ, его фактического срока эксплуатации к нормативному ресурсу, значений выполненных амортизационных отчислений на момент выполнения ОТС.

Для автоматизации работы по сбору и обработке информации результаты анкетирования заносились в специально разработанную компьютерную программу «Лингэ», реализованную в приложении «Excel» программного пакета «Microsoft Office». Для удобства заполнения матрицы оценок в таблице Excel каждой качественной оценке были присвоены порядковые номера от 0 до 12 и данные вносились вида да/нет, где значению «да» соответствует 1, а значению «нет» - 0. После перемножения оценок каждого эксперта на коэффициент его компетентности, матрицы оценок всех экспертов складываются и получается итоговая матрица, в которой цифры в ячейках столбца «Износ» соответствуют количественным значениям ТИ оцениваемых ЭУ.

В итоговой матрице каждой качественной оценке соответствует определенный «вес», для наглядности равный ее порядковому номеру. Далее «веса» суммируются, полученная сумма делится на количество оценок, равное произведению количества участвующих в работе экспертов на коэффициент распределения, равный:

количество оценок

В нашем случае «количество оценок» равно 13 (от 0 до 12). Следовательно, К= 7,69.

В диссертационной работе для наглядности полученные значения «Износ, %» представляются в виде диаграммы (рис. 1), по горизонтали которой расположены номера объектов, по вертикали - значения технического износа оцениваемых ЭУ в процентном соотношении.

Аналогичным образом была выполнена оценка всех функционирующих ЭУ рассмотренного в работе СЭСР.

В конце главы определена достоверность результатов выполненной оценки технического состояния по формуле:

где Ямин - минимальное количество экспертов;

<1 - возможная ошибка результатов экспертизы (0 < <1 <1).

В соответствии с представленной формулой значение достоверности при участвующих в ОТС 16 экспертах составляет 89%.

Во второй главе сделаны следующие основные выводы:

1. Разработанная методика упрощает процесс выполнения комплексной ОТС электроустановок РпЭС, для обработки полученных результатов не требуется применение сложного математического аппарата.

2. Применение разработанной методики комплексной ОТС в сочетании с компьютерной программой позволяет автоматизированно выполнить оценку значительного количества электроустановок.

оцениваемые электроустановки

Рис. 1. Внешний вид окна программы с диаграммой значений технического износа оцениваемых ЭУ

3. Дробление четырех традиционных качественных оценок («хорошее», «удовлетворительное», «неудовлетворительное» и «непригодное») до тринадцати позволяет более точно выполнить ОТС оцениваемых объектов.

4. Достоверность полученных результатов при участии 16 экспертов составляет 89% и является допустимой для дальнейшего использования.

! 5. Результаты выполненной комплексной ОТС электроустановок СЭСР

сопоставимы со средними общепринятыми значениями в электроэнергетической отрасли.

В третьей главе «РАЗРАБОТКА ПЛАНОВ ЭФФЕКТИВНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК СРЕДНЕСТАТИСТИЧЕСКОГО СЕТЕВОГО РАЙОНА» на примере электроустановок СЭСР в соответствии с разработанной методикой разработаны планы их ТОиР.

В настоящее время в СО практикуется комплексный метод ремонта, при котором регламентированные эксплуатационные мероприятия выполняются 1 на ЭУ и их элементах, относящихся к определенному комплексу РпЭС:

- одной ВЛ-10(6)кВ;

- группе ТП-10(6)/0,4 кВ, присоединенных к одной ВЛ-10(6) кВ;

- группе ВЛ-0,4 кВ, присоединенных к одной ТП.

Для определения рейтинга технического состояния однотипных объектов комплексного ремонта в соответствии с рассмотренным в работе алго-I ритмом разработки планов ТОиР объектов РпЭС было выполнено их по-

парное сравнение. В попарном сравнении принимали участие те же специалисты-эксперты, которые участвовали при ОТС, результаты которой до I каждого эксперта были доведены в виде табличных данных и исподьзова-

лись как основной критерий в определении приоритета в паре поочередно сравниваемых объектов РпЭС.

Для автоматизации работы по сбору и обработке результатов попарного сравнения ЭУ рассматриваемого СЭСР в работе использовался адаптированный вариант компьютерной программы «Эксперт», реализованный в приложении «Excel» программного пакета «Microsoft Office». Сбор мнений экспертов осуществлялся индивидуально в форме анкетирования. Экспертам предлагалось каждой паре сравниваемых объектов присвоить одну из трех оценок: 1 - «одинаковы», 2 - «лучше», 0 - «хуже». Результаты в числовом виде заносились в матрицу оценок.

В программе «Эксперт» рейтинг оцениваемых ЭУ в количественном выражении определяется по степени предпочтения объектов относительно всех других в квадратичной матрице, формируемой в опросном листе попарного сравнения каждым экспертом. Обработка каждой матрицы осуществляется в следующей последовательности:

1. Вычисляются значения собственных векторов строк матрицы:

гдеI- 1, 2,..., п; = 1,2,..., т.

2. Вычисляются нормированные значения собственных векторов х^, называемых векторами приоритетов / - го эксперта:

3. Вычисляются значения локальных приоритетов каждого эксперта:

4. На основе величин у,у по процедуре, изложенной в предыдущем пункте, определяются значения групповых оценок у,.

В итоге рейтинг технического состояния оцениваемых объектов соответствует суммарному количеству баллов, присвоенных экспертами. Для наглядности представления результатов выполненного попарного сравнения оцениваемых объектов строится рейтинговая диаграмма (рис. 2).

По вышеизложенной методике в диссертационной работе была выполнена попарная оценка всех однотипных объектов комплексного ремонта рассмотренного СЭСР и по каждому объекту определены соответствующие рейтинговые баллы их фактического состояния.

Достоверность полученных результатов рейтинговых значений технического состояния оцениваемых объектов при участии в попарном сравнении

16 экспертов составляет 89 %, что является допустимым для их использования при разработке среднесрочных и многолетних планов ТОиР.

Так как в соответствии с НТД наибольшую (12 лет) межремонтную периодичность выполнения капитального ремонта имеют ВЛ, конструктивно выполненные на железобетонных опорах, то в работе для рассматриваемого СЭСР на основе значений итоговых рейтинговых баллов технического состояния оцениваемых объектов РпЭС планы ТОиР были разработаны на перспективу указанного срока.

!

тщтг

оцениваемые электроустановки

Рис. 2. Внешний вид окна программы с рейтинговой диаграммой технического состояния оцениваемых объектов

В третьей главе сделаны следующие основные выводы:

1. Результаты. выполненной ОТС ввиду высокой плотности значений технического износа недостаточны для составления планов ТОиР.

2. Применение методики разработки планов ТОиР в сочетании с адаптированным вариантом компьютерной программы «Эксперт» позволяет авто-матизированно выполнить попарное сравнение объектов и получить рейтинговые баллы их технического состояния.

3. Достоверность полученных результатов при участии 16 экспертов составляет 89% и является допустимой для использования значений итоговых рейтинговых баллов технического состояния объектов РпЭС для разработки среднесрочных и многолетних планов ТОиР.

4. Применение методики разработки среднесрочных и многолетних планов ТОиР позволяет повысить качество решения задачи обеспечения эффективной эксплуатации РпЭС совершенствованием методов планирования эксплуатационных мероприятий.

5. Для обеспечения эффективной эксплуатации функционирующих ЭУ в соответствии с результатами рейтинговых значений их фактического состояния разработаны технически обоснованные планы ТОиР.

Разработанные для рассмотренного СЭСР перспективные планы-графики ТОиР эксплуатируемых ЭУ приведены в прил. 12-14 диссертационной работы.

В четвертой главе «ЧАСТНЫЙ АЛГОРИТМ ОБНОВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК СРЕДНЕСТАТИСТИЧЕСКОГО СЕТЕВОГО РАЙОНА» после проведенного анализа результатов реструктуризации электроэнергетической отрасли разработан и просчитан по времени реализации частный алгоритм обновления электроустановок СЭСР.

В работе обновление ЭУ при непосредственном участии государства предлагается выполнить за счет целевых средств (ЦС), выделяемых из прибыли региональной сетевой компании (РСК) на налоги и прочие цели в объеме, пропорциональном передаваемой по электрическим сетям ЭЭ.

Тариф на услуги РСК по передаче одного кВт*ч ЭЭ можно представить в виде трех составляющих:

Ц=С+П+Н, где Ц - тариф на услуги РСК по передаче одного кВт*ч ЭЭ; С - себестоимость по передаче одного кВт*ч, р.; П - прибыль РСК с одного переданного кВт*ч, р.; Н— величина налога, взимаемого с одного переданного кВт*ч, р.

В правой части представленной формулы из трех составляющих только себестоимость является величиной объективной. Остальные составляющие являются субъективными и стремятся к максимуму, так как РСК стремится получить прибыль, пропорционально увеличивая размер взимаемого государством налога.

Соответственно, размер ЦС, выделяемых из прибыли РСК с одного переданного по электрическим сетям кВт*ч, будет равен сумме части сверхприбыли и налога:

где П2 - величина части сверхприбыли РСК с одного переданного по электрическим сетям кВт*ч, р.;

#2 - величина части налога с одного переданного по электрическим сетям кВт*ч, р.

Проанализировав составляющие одноставочного и двухставочного тарифов оплаты услуг по транспорту ЭЭ, а также предположив, что размер ЦС на обновление ЭУ составит 50% величины субъективных составляющих, в работе показано, что годовой объем ЦС для рассмотренного СЭСР составит:

\ЦС«*| = 12*0,45*7483089 ~ 40 408 680 р.

В диссертационной работе ЦС на первоначальном этапе предлагается использовать для решения задачи снижения фактических потерь ЭЭ, а именно снижения технических потерь холостого хода силовых трансформаторов 10(6)/0,4 кВ и исключения потерь ЭЭ в абонентской сети 10(6) кВ путем установки ПКУ-10 на границах их присоединения к РпЭС, эксплуатируемым СЭСР.

Годовой экономический эффект по предложенным вариантам снижения фактических потерь ЭЭ для рассмотренного в работе СЭСР составит:

— при снижении технических потерь - 806553 р.;

- при снижении потерь в абонентской сети 10(6) кВ - 7047588 р.

Предполагаемый ежегодный объем ЦС для обновления электроустановок рассмотренного СЭСР, составит:

\ЦСго>\ + 3„.«р + =40408680+806553+7047588 =48 262 821 Р-

В соответствии с формулой вычисления периода времени, в течение которого обновление функционирующих ЭУ будет реализовано в полном объеме, определено, что при использовании ЦС в течение 15 лет стоимость основных фондов рассмотренного в работе СЭСР будет увеличена до размера, достаточного для выполнения всех эксплуатационных мероприятий средствами от амортизационных отчислений.

После проведенного анализа возможных вариантов распределения ЦС на обновление однотипных объектов РпЭС, в части достижения наиболее эффективного и безопасного их функционирования, сделано заключение, что оптимальным распределением является их равномерное распределение. Динамика значений технического износа объектов РпЭС рассмотренного СЭСР при реализации разработанных планов ТОиР и программы ТПиР в течение 15 лет представлена на рис. 3.

В четвертой главе сделаны следующие основные выводы:

1. При реформировании российской электроэнергетической отрасли проблема необходимости кардинального обновления морально и физически изношенных объектов РпЭС осталась нерешенной.

2. Для рассматриваемого в диссертационной работе СЭСР разработан частный алгоритм обновления эксплуатируемых электроустановок.

3. Предложен вариант изыскания дополнительного объема финансирования на обновление электроустановок путем выделения ЦС из тарифа на услуги транспорта электрической энергии.

4. Согласно среднемесячному полезному отпуску электрической энергии, передаваемой по РпЭС рассмотренного в работе СЭСР, просчитан ожидаемый годовой объем ЦС.

7[1 60

50

И

8 * «

го ю о

2009 2010 20 4 2012 2013 20И 2013 2016 2017 2018 2010 2020 2021 2022 2й23 202* 2025

ГОД

|—*— тп-10{&)/0,4 »в -*-вл-10(е)»в -л- в/мм . :'

Рис. 3. Эффективность реализации разработанных планов ТОиР и программы ТПиР

5. В соответствии с разработанным частным алгоритмом просчитан годовой экономический эффект при снижении технических и коммерческих потерь в РпЭС, эксплуатируемых рассмотренным в работе СЭСР.

6. Время реализации разработанного частного алгоритма обновления эксплуатируемых рассмотренным в работе СЭСР электроустановок при использовании ЦС составляет 15 лет. При этом реализация разработанного алгоритма обновления ЭУ позволит снизить их ТИ на 18,63 %.

Разработанная для рассмотренного СЭСР многолетняя программа ТПиР эксплуатируемых ЭУ приведена в приложении 15 диссертационной работы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе проработаны следующие научные и технические задачи:

1. Из всех разновидностей экспертных оценок для разработки методики комплексной оценки технического состояния электроустановок РпЭС выбран метод лингвистических оценок, позволяющий в сочетании со специально разработанной компьютерной программой автоматизированно выполнить комплексную ОТС значительного количества объектов.

2. Определены тринадцать качественных оценок и их критерии, по которым экспертами была выполнена ОТС электроустановок РпЭС 0,4-10 кВ, эксплуатируемых рассмотренным в работе СЭСР.

К критериям качественных оценок отнесены фактическое наличие в оцениваемых электроустановках дефектных элементов, год их ввода в эксплуатацию и размер выполненной амортизации на текущий момент. Все три

критерия оказывают существенное влияние на возможность обеспечения эффективной эксплуатации объектов РпЭС.

Дробление четырех традиционных качественных оценок технического состояния («хорошее», «удовлетворительное», «неудовлетворительное» и «непригодное») до 13 позволило получить более точную оценку оцениваемых объектов.

4. Количественные значения технического износа, полученные в соответствии с разработанной методикой комплексной ОТС, сопоставляются со средними общепринятыми значениями в электротехнической отрасли (60% и более), что подтверждает правомерность ее применения.

5. Результаты выполненной ОТС ввиду высокой плотности значений технического износа недостаточны для составления планов ТОиР. Поэтому для их составления дополнительно проводилось попарное сравнение однотипных объектов СЭСР. В результате были разработаны технически обоснованные планы ТОиР.

6. Для функционирующих электроустановок СЭСР разработан частный алгоритм их обновления, который позволяет определить объем целевых средств на обновление и снизить технические и коммерческие потери в РпЭС. Согласно данному алгоритму, длительность обновления ЭУ составляет 30 лет. При этом в течение первых 15 лет стоимость основных фондов СО возрастет и будет достаточной для выполнения всех регламентных работ по ТОиР и реализации программы ТПиР средствами от амортизационных отчислений.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях:

1. Егошин Ю. Ю. Экспертные методики определения остаточного ресурса электросетевого района / Венедиктов C.B., Захарова 3. А. [и др.] // Проблемы энергетики. - №11-12. - Казань: Казан, гос. ун-т, 2008. -С.113 -120.

2. Егошин, Ю. Ю. Алгоритм достижения легитимности результатов приватизации в области энергетики / Егошин Ю.Ю., Венедиктов C.B., А. А. Капитонов // Наука в условиях современности: сборник статей студентов, аспирантов, докторантов и ППС по итогам научно-технической конференции МарГТУ в 2007 г. - Йошкар-Ола: МарГТУ, 2007. - С. 146 - 149.

3. Егошин, Ю. Ю. Структура технических вопросов по обновлению оборудования через элементарные решающие акции / Егошин Ю.Ю., Венедиктов C.B., Капитонов А. А. // Одиннадцатые Вавиловские чтения: материалы постоянно действующей Всероссийской междисциплинарной научной конференции с международным участием. - Йошкар-Ола: МарГТУ, 2007. -С.42-48.

4. Егошин, Ю. Ю. Оценка технического состояния оборудования электросетевого района (на примере г. Новочебоксарска) / Егошин Ю.Ю., Вене-

диктов C.B., Захарова 3. А. [и др.] // Методы и средства технической диагностики: сборник научных статей. - Йошкар-Ола: Map. гос. ун-т, 2008. -С. 133 - 140.

5. Егошин, 10. Ю. Определение уровня работоспособности оборудования электросетевого района: материалы докладов Международной научно-технической конференции «Энергетика-2008: инновации, решения, перспективы» / Егошин Ю.Ю., Венедиктов C.B., Капитонов А. А.; под общ. ред. д-ра физ.-мат. наук, проф. Ю. Я Петрушенко. В 5 кн. - Кн. 2. Электроэнергетика и электроника. - Казань: Казан, гос. ун-т, 2008. - С.43 - 48.

6. Егошин, Ю. Ю. Способ реформирования региональных энергетических компаний: материалы докладов Международной научно-технической конференции «Энергетика-2008: инновации, решения, перспективы» / Егошин Ю.Ю., Венедиктов C.B., Капитонов А. А.; под общ. ред. д-ра физ.-мат. наук, проф. Ю. Я Петрушенко. В 5 кн. - Кн. 2. Электроэнергетика и электроника. - Казань: Казан, гос. ун-т, 2008. - С.148- 150.

7. Егошин, Ю. Ю. Концепция технического развития региональной энергетики в условиях реструктуризации / Егошин Ю.Ю., Захарова 3. А., Капитонов А. А. [и др.] // Инновации в образовательном процессе: сборник трудов Межрегиональной научно-практической конференции. - Чебоксары: Чебоксарский политехнический институт (филиал ГОУ ВПО МГОУ), 2008.- Вып. 6. - С.368 - 374.

8. Егошин, Ю. Ю. Экспертный способ оценки остаточного ресурса оборудования сетевого района / Егошин Ю.Ю., Захарова 3. А., Капитонов А. А. [и др.] // Инновации в образовательном процессе: сборник трудов Межрегиональной научно-практической конференции. - Чебоксары: Чебоксарский политехнический институт (филиал) ГОУ ВПО МГОУ, 2008-Вып. 6. - С. 374 - 379.

9. Егошин, Ю. Ю. Время модернизации электросетевого района за счет части тарифов на электроэнергию / Егошин Ю.Ю., Венедиктов С. В., Захарова 3. А., [и др.] // Инновации в образовательном процессе: сборник трудов научно-практической конференции. - Чебоксары: Чебоксарский политехнический институт (филиал) ГОУ ВПО МГОУ, 2009. - Вып. 7. - С. 42 - 48.

10. Егошин, Ю. Ю. Экспертный способ определения состояния оборудования сетевого района / Венедиктов С. В., Батуев В. Е., Егошин Ю. Ю. [и др.] // Вестник МарГУ / Map. гос. ун-т. - Йошкар-Ола, 2008. - №1. -С.48-51.

Подписано в печать 24.11.2009. Усл. п. л. 1,0. Тираж 100 экз. Заказ № 4248 Редакционно-издательский центр Марийского государственного технического университета 424006 Йошкар-Ола, ул. Панфилова, 17

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

1 СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ, ПОСТАНОВКА ЦЕЛИ И ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1 Состояние эксплуатационной надежности и средства обеспечения эффективного управления распределительными электрическими сетями.

1.2 Система планово-предупредительного ремонта.

1.3 Структура и характеристика объекта исследования.

1.4 Традиционные методы оценки технического состояния электроустановок распределительных электрических сетей.

1.4.1 Методы визуального осмотра и проверок.

1.4.2 Методы диагностирования внешней и внутренней изоляции.

1.5 Оценка технического состояния электроустановок распределительных электрических сетей с использованием методов экспертных оценок.

1.5.1 Классификация методов экспертных оценок.

1.5.2 Метод ранжирования.

1.5.3 Метод парных сравнений.

1.5.4 Метод лингвистических оценок.

1.6 Постановка целей и задач исследования.

2 ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК СРЕДНЕСТАТИСТИЧЕСКОГО СЕТЕВОГО РАЙОНА.

2.1 Оценка технического состояния электроустановок 4 и 5 уровней электроснабжения по традиционной методике.

2.2 Практическая реализация методики комплексной оценки технического состояния электроустановок 4 и 5 уровней электроснабжения по методике с использованием метода лингвистических оценок.

2.2.1 Организационные мероприятия.

2.2.2 Критерии качественных оценок технического состояния.

2.2.3 Описание и реализация компьютерной программы.

2.3 Оценка достоверности полученных результатов.

Выводы по главе.

3 РАЗРАБОТКА ПЛАНОВ ЭФФЕКТИВНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК СРЕДНЕСТАТИСТИЧЕСКОГО СЕТЕВОГО РАЙОНА.

3.1 Алгоритм разработки планов технического обслуживания и ремонта электроустановок распределительных электрических сетей.

3.2 Практическая реализация методики разработки среднесрочных и многолетних планов технического обслуживания и ремонта для электроустановок распределительных электрических сетей.

3.2.1 Организационные мероприятия.

3.2.2 Критерии попарного сравнения.

3.2.3 Описание и реализация компьютерной программы.

3.3 Оценка достоверности полученных результатов.

3.4 Разработка планов технического обслуживания и ремонта для электроустановок среднестатистического сетевого района.

Выводы по главе. 91"

4 ЧАСТНЫЙ АЛГОРИТМ ОБНОВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК СРЕДНЕСТАТИСТИЧЕСКОГО СЕТЕВОГО РАЙОНА.

4.1 Эффективность источников инвестирования электроэнергетической отрасли.

4.2 Целевые средства на обновление электроустановок распределительных электрических сетей.

4.3 Частный алгоритм обновления электроустановок среднестатистического сетевого района.

4.4 Определение объема целевых средств.

4.5 Экономический эффект при использовании целевых средств для снижения технических потерь.

4.6 Экономический эффект при использовании целевых средств для снижения коммерческих потерь.

4.7 Оценка эффективности использования целевых средств на обновление электроустановок среднестатистического сетевого района.

Выводы по главе.

Немаловажная роль в обеспечении надежной работы всей энергосистемы принадлежит распределительным электрическим сетям [1], эффективность функционирования которых напрямую зависит от технического состояния эксплуатируемых сетевыми организациями электроустановок [2], посредством которых обеспечивается передача, преобразование и распределение электрической энергии.

По информации из различных источников [3] в настоящее время у значительного количества (70% и более) эксплуатируемых сетевыми организациями электроустановок закончился или подходит к концу номинальный срок службы. При этом их технический износ имеет недопустимо высокие значения, что соответственно для эксплуатационного персонала затрудняет задачу обеспечения эффективного и безопасного функционирования распределительных электрических сетей в целом. Так, в частности, технический износ электроустановок распределительных электрических сетей напряжением 0,4-10 кВ, обеспечивающих электроснабжение агропромышленного комплекса [4], в среднем составляет 60% и более. Данное обстоятельство увеличивает вероятность возникновения отказов [5] отдельных электроустановок и вероятность возникновения технологических нарушений в РпЭС [6], являющихся одним из основных показателей их надежности функционирования [5, 7].

Кроме того, для сетевых организаций задача обеспечения эффективного и безопасного функционирования распределительных электрических сетей усугубляется ограниченностью финансового обеспечения, что не позволяет выполнять в полном объеме регламентированных нормативно-технической документацией эксплуатационных мероприятий, направленных на предотвращение преждевременного износа и разрушения элементов функционирующих электроустановок.

Согласно требованиям НТД для обеспечения соответствующего уровня надежности функционирования РпЭС применяемая в настоящее время сетевыми организациями система ремонтно-эксплуатационного обслуживания [8, 9] электроустановок включает такие эксплуатационные мероприятия как техническое обслуживание, ремонт, техническое перевооружение и реконструкцию. При этом эффективность системы ремонтно-эксплуатационного обслуживания, а, следовательно, и обеспечение эффективной эксплуатации электроустановок РпЭС, в значительной степени зависит от качественного планирования указанных выше эксплуатационных мероприятий. Соответственно, одним из основных путей в обеспечении требуемого уровня эксплуатационной надежности распределительных электрических сетей имеющимися трудовыми и материальными ресурсами является определение фактического состояния эксплуатируемых электроустановок с последующим приоритетным планированием и выполнением необходимых эксплуатационных мероприятий.

В диссертационной работе разработана и предлагается к использованию сетевыми организациями методика обеспечения' эффективной эксплуатации электроустановок распределительных электрических сетей. Применение данной методики позволяет с высокой точностью и достоверностью выполнить комплексную оценку технического состояния электроустановок, что в свою очередь позволяет разработать технически обоснованные среднесрочные и многолетние планы ТОиР, программы ТПиР, повышая тем самым эффективность использования имеющихся у СО материальных и трудовых ресурсов и соответственно обеспечивая эффективное и безопасное функционирование РпЭС в целом.

Практическая реализация разработанной- методики в диссертационной работе выполнена на примере электроустановок распределительных электрических сетей 0,4-10 кВ, эксплуатируемых рассмотренным среднестатистическим э л ектро сетевым районом, обеспечивающим электроснабжение объектов агропромышленного комплекса Медведевского административного района Республики Марий Эл.

Актуальность проблемы

В настоящее время в сетевых организациях эксплуатация РпЭС осуществляется в соответствии с системой планово-предупредительного ремонта [8, 9], основным технико-экономическим принципом которой является минимум простоев электроустановок на основе жесткой регламентации ремонтных циклов [10]. При этом определяющим критерием в прогнозировании на долгосрочную перспективу материальных и трудовых ресурсов является достоверная информация о техническом состоянии эксплуатируемых электроустановок. Данный критерий позволяет при разработке среднесрочных и многолетних планов ТОиР и программ ТПиР, учитывать приоритетность выполнения тех или иных эксплуатационных мероприятий в зависимости от технического состояния эксплуатируемых электроустановок. Таким образом, в соответствии с системой ППР снижение влияния физического и морального износа эксплуатируемых электроустановок [10], а, следовательно, и обеспечение соответствующего уровня надежности функционирования РпЭС, должно обеспечиваться своевременной реализацией разработанных эксплуатационным персоналом среднесрочных и многолетних планов ТОиР и программ ТПиР.

Произошедшие изменения в нашей стране в недавнем прошлом, а именно реформирование экономики, связанное с ее переходом к рыночным отношениям, глубокий кризис 90-х годов, негативно отразились и на электроэнергетической отрасли. В первую очередь данное обстоятельство по причине недостаточного финансирования отрасли отразилось на невозможности в течение достаточно продолжительного периода времени обеспечить выполнение сетевыми организациями в полном объеме всех регламентированных НТД эксплуатационных мероприятий, необходимых для обеспечения требуемого уровня надежности функционирования РпЭС. Вследствие этого, в сетевых организациях среднесрочные и многолетние планы ТОиР, а также программы ТПиР, были нарушены [3], что соответственно привело к увеличению количества электроустановок РпЭС с недопустимо высокими значениями технического износа.

В настоящее время, несмотря на положительные изменения в экономике нашей страны, положение дел в электроэнергетической отрасли, а именно в обеспечении эксплуатации электроустановок в соответствии с требованиями НТД, изменилось незначительно. Проблема увеличения количества электроустановок с недопустимо высокими значениями технического износа, а, следовательно, и обеспечение требуемого уровня надежности функционирования РпЭС, с каждым годом становится все более актуальной. Основной причиной в сложившейся ситуации является отсутствие в сетевых организациях достаточного объемам материальных средств для своевременной реализации В: полном объеме среднесрочных и многолетних планов ТОиР и программ ТПиР.

В; сложившейся ситуации возникает актуальная; научная проблема в обеспечении требуемого уровня надежности функционирования распределительных электрических сетей имеющимися в сетевых организациях материальными и трудовыми ресурсами. Решение обозначенной проблемы возможно только при наличии в СО реальной картины о фактическом состоянии эксплуатируемых электроустановок, оценка которых должна обеспечиваться эффективной системой диагностирования, и мониторинга.

Широкое разнообразие возможных дефектов в электроустановках распределительных электрических сетей, возникающих ш развивающихся, в процессе их эксплуатации, требуют большого, количества методов контроля различной направленности. При этом контролируемые показатели применяемых сетевыми организациями традиционных методов оценки технического состояния отличаются так же широким разнообразием и, соответственно, их сравнительная оценка является многофакторной задачей, что соответственно влечет за собой необходимость использования сложных математических методов для решения трудно формализуемых задач. Кроме того, ни один из применяемых сетевыми организациями методов оценки технического состояния не обеспечивает комплексную оценку всей электроустановки, а оценивает только ее отдельные элементы.

Отечественный и зарубежный опыт работы в области диагностирование показывает, что хотя традиционные испытания необходимы и лежат в основе оценки технического состояния эксплуатируемых электроустановок, они не всегда позволяют обнаруживать все возможные дефекты и своевременно дать информацию о развитии процессов, приводящих к снижению эксплуатационной надежности РпЭС. При этом создание исчерпывающих по полноте алгоритмов для оценки технического состояния электроустановок распределительных электрических сетей представляет собой чрезвычайно сложную, часто неразрешимую задачу из-за трудностей алгоритмизации таких факторов, как предыстория эксплуатации объекта контроля, опыта работы подобных объектов, а также множества влияющих на оценку факторов, связанных взаимными ассоциативными связями. Поэтому в отечественной электроэнергетической отрасли, не обладающей большими инвестиционными вкладами, при комплексной оценке технического состояния электроустановок наиболее эффективно применение системы экспертных оценок, согласно которой принятие решения о техническом состоянии оцениваемого объекта строится на базе знаний высококвалифицированных экспертов. Это объясняется тем, что для решения сложных, многофакторных задач в них используются базы знаний большого объема, содержащие результаты опыта, накопленного высококвалифицированными специалистами.

В диссертационной работе в соответствии с разработанной методикой оценку технического состояния электроустановок РпЭС предлагается выполнять посредством методов экспертных оценок, применение которых позволяет с достаточно высокой точностью и достоверностью выполнить комплексную оценку технического состояния функционирующих электроустановок, технически обосновано и в приоритетной последовательности разработать среднесрочные и многолетние планы ТОиР и программы ТПиР. Таким образом, применение сетевыми организациями разработанной методики позволит контролировать реальное техническое состояние эксплуатируемых электроустановок и обеспечить эффективное и безопасное функционирование распределительных электрических сетей в целом.

Научная и техническая новизна работы

1. Впервые для комплексной оценки технического состояния электроустановок распределительных электрических сетей применен метод лингвистических оценок, позволяющий в сочетании со специально разработанной компьютерной программой «Лингэ» выполнить оценку значительного количества объектов и получить количественные значения их технического износа.

2. Впервые для разработки среднесрочных и многолетних планов

11 технического обслуживания и ремонта, программ технического перевооружения и реконструкции электроустановок распределительных электрических сетей применен метод парных сравнений, позволяющий в сочетании с адаптированной компьютерной программой «Эксперт» определить приоритет технического состояния оцениваемых объектов.

3. Для рассмотренного в работе среднестатистического электросетевого района разработан и просчитан по времени реализации частный алгоритм обновления функционирующих электроустановок.

Практическая ценность работы

1. Сетевым организациям предложена методика обеспечения эффективной эксплуатации электроустановок РпЭС, позволяющая:

- минимизировать затраты на определение фактического состояния эксплуатируемых электроустановок;

- автоматизировать оценку технического состояния объектов РпЭС;

- получить с достаточно высокой точностью и достоверностью количественные значения технического износа оцениваемых ЭУ;

- технически обоснованно планировать сроки и объем эксплуатационных мероприятий;

- контролировать реальное техническое состояние эксплуатируемых ЭУ, избавиться от их «внезапных» отказов.

2. В соответствии с разработанным частным алгоритмом обновления ЭУ в условиях произошедшей реструктуризации электроэнергетической отрасли предложен вариант изыскания дополнительных материальных средств для кардинального решения данного вопроса.

3. На примере ЭУ рассмотренного в работе СЭСР предложены варианты снижения технических и коммерческих потерь в РпЭС 0,4-10 кВ, определен экономический эффект при их реализации.

Достоверность полученных результатов

Достоверность полученных результатов основана на данных многолетнего применения системы ППР в электротехнической отрасли, опыте работы на производстве соискателя и экспертов, непосредственно занимающихся организацией производственного процесса эксплуатации электроустановок распределительных электрических сетей. В свою очередь, достоверности сделанных выводов и заключений по полученным результатам определяется корректным использованием необходимых методов и средств при решении поставленных задач.

Положения, выносимые на защиту

1. Методика комплексной оценки технического состояния электроустановок распределительных электрических сетей.

2. Методика разработки среднесрочных и многолетних планов технического обслуживания и ремонта, программ технического перевооружения и реконструкции электроустановок распределительных электрических сетей.

3. Частный алгоритм обновления электроустановок распределительных электрических сетей 0,4-10 кВ.

Личный вклад

Личный вклад соискателя заключается в разработке методик оценки технического состояния электроустановок РпЭС и их попарного сравнения методами экспертных оценок, определении критериев оценок технического состояния для объектов РпЭС 0,4-10 кВ, разработке варианта изыскания дополнительных средств для обновления функционирующих электроустановок.

Апробация работы

Результаты работы, полученные в ходе проведения научных исследований, и выводы, сделанные на их основе, докладывались и обсуждались на научно-технической конференции МарГТУ (Йошкар-Ола, 2007); Всероссийской междисциплинарной научной конференции с международным участием (Вавиловские чтения) (Йошкар-Ола, 2007); Межрегиональной научно-практической конференции ЧПИ (филиал ГОУ ВПО МГОУ) (Чебоксары, 2008, 2009); X Международной межвузовской школе-семинаре «Методы и средства технической диагностики» (Йошкар-Ола, 2008); Международной научно-технической конференции «Энергетика-2008: инновации, решения, перспективы» КГЭУ (Казань, 2008).

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 10 работах, в том числе одна в рекомендованном для публикации журнале по списку ВАК.

1 СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА, ПОСТАНОВКА ЦЕЛЕЙ И ЗАДАЧ

Выводы

В четвертой главе сделаны следующие основные выводы:

1. При реформировании российской электроэнергетической отрасли проблема необходимости кардинального обновления морально и физически изношенных объектов РпЭС осталась нерешенной.

2. Для рассматренного в диссертационной работе СЭСР разработан частный алгоритм обновления эксплуатируемых электроустановок.

3. Предложен вариант изыскания дополнительного объема финансирования на обновление электроустановок путем выделения целевых средств из тарифа на услуги транспорта электрической энергии.

4. Согласно среднемесячному полезному отпуску электрической энергрш, передаваемой по распределительных электрическим сетям рассмотренного в работе СЭСР, просчитан ожидаемый годовой объем целевых средств.

5. В соответствии с разработанным частным алгоритмом просчитан годовой экономический эффект при снижении технических и коммерческих потерь в РпЭС рассмотренного среднестатистического электросетевого района.

6. Время реализации разработанного частного алгоритма обновления электроустановок рассмотренного в работе СЭСР при использовании ЦС составляет 15 лет. При этом реализация разработанного алгоритма обновления ЭУ позволит снизить их ТИ на 18,63 %.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящее время у значительного количества (70% и более) эксплуатируемых сетевыми организациями действующих электроустановок закончился или подходит к концу номинальный срок службы. При этом технический износ указанных электроустановок имеет недопустимо высокие значения, что соответственно для эксплуатационного персонала затрудняет задачу обеспечения эффективного и безопасного функционирования распределительных электрических сетей в целом. Для сетевых организаций данная задача усугубляется также ограниченностью финансового обеспечения, что в свою очередь не позволяет выполнять в полном объеме регламентированных нормативно-технической документацией эксплуатационных мероприятий, направленных на предотвращение преждевременного износа или разрушения, восстановление первоначальных характеристик элементов эксплуатируемых электроустановок.

В сложившейся ситуации одним из главных путей в обеспечении требуемого уровня эксплуатационной надежности распределительных электрических сетей имеющимися трудовыми и материальными ресурсами является определение фактического состояния действующих электроустановок с последующим выполнением в приоритетной последовательности необходимых эксплуатационных мероприятий.

Широкое разнообразие возможных дефектов в электроустановках распределительных электрических сетей, возникающих и развивающихся в процессе их эксплуатации, требуют большого количества методов контроля различной направленности. Поэтому в отечественной электроэнергетической отрасли, не обладающей большими инвестиционными вкладами, эффективно внедрение системы экспертных оценок, согласно которой принятие решения о техническом состоянии оцениваемого объекта строится на базе знаний высококвалифицированных экспертов.

Традиционная система диагностирования отличается широким разнообразием применяемых методов и способов для оценки технического состояния действующих электроустановок, как довольно простых, так и трудновыполнимых. При этом измеряемые показатели применяемых сетевыми организациями методов отличаются так же широким разнообразием и, соответственно, их сравнительная оценка является многофакторной задачей, что соответственно влечет за собой необходимость использования сложных математических методов для решения трудноформализуемых задач. Кроме того ни один из применяемых сетевыми организациями методов оценки технического состояния не обеспечивает комплексную оценку всей электроустановки, а оценивает только ее отдельные элементы.

Отечественный и зарубежный опыт работы в области диагностирования показывает, что хотя традиционные испытания необходимы и лежат в основе оценки технического состояния оцениваемых объектов, они не всегда позволяют обнаруживать дефекты и; своевременно дать информацию о развитии процессов* приводящих к снижению эксплуатационной надежности и работоспособности действующих электроустановок. При этом, создание исчерпывающих по полноте алгоритмов оценки технического состояния объектов распределительных электрических сетей, отличающихся многообразием возможных дефектов, представляет собой чрезвычайно сложную, часто неразрешимую задачу из-за трудностей алгоритмизации учета таких факторов, как предыстория эксплуатации объекта контроля, опыт работы подобных объектов, множества влияющих на оценку состояния факторов, связанных взаимными ассоциативными связями.

Таким образом, традиционная система диагностирования, основанная на действующих нормативных документах РАО «ЕЭС России», в сочетании с привлечением к оценке технического состояния высококвалифицированных специалистов-экспертов позволит комплексно оценить фактическое состояние эксплуатируемых сетевыми организациями электроустановок и соответственно обеспечить их дальнейшую эффективную эксплуатацию.

В диссертационной работе проработаны следующие научные и технические задачи:

1. Из всех разновидностей экспертных оценок для разработки методики комплексной оценки технического состояния электроустановок распределительных электрических сетей выбран метод лингвистических оценок, позволяющий в сочетании со специально разработанной компьютерной программой автоматизированно выполнить комплексную ОТС значительного количества объектов.

2. Определены тринадцать качественных оценок и их критерии, по которым экспертами была выполнена оценки технического состояния электроустановок РпЭС 0,4-10 кВ, эксплуатируемых рассмотренным в работе СЭСР.

К критериям качественных оценок отнесены фактическое наличие в оцениваемых электроустановках дефектных элементов, год их ввода в эксплуатацию и размер выполненной амортизации на текущий момент. Все три критерия оказывают существенное влияние на возможность обеспечения эффективной эксплуатации объектов РпЭС.

Дробление четырех традиционных качественных оценок технического состояния («хорошее», «удовлетворительное», «неудовлетворительное» и «непригодное») до 13 позволило получить более точную оценку оцениваемых объектов.

4. Количественные значения технического износа, полученные в соответствии с разработанной методикой комплексной оценки технического состояния, сопоставляются со средними общепринятыми значениями в электротехнической отрасли (60% и более), что подтверждает правомерность ее применения.

5. Результаты выполненной оценки технического состояния ввиду высокой плотности значений технического износа недостаточны для составления планов ТОиР. Поэтому для их составления дополнительно проводилось попарное сравнение однотипных объектов СЭСР. В результате были разработаны технически обоснованные планы ТОиР.

6. Для функционирующих электроустановок СЭСР разработан частный алгоритм их обновления, который позволяет определить объем целевых средств на обновление и снизить технические и коммерческие потери в РпЭС. Согласно данному алгоритму, длительность обновления ЭУ составляет 30 лет. При этом в течение первых 15 лет стоимость основных фондов СО возрастет и будет достаточной для выполнения всех регламентных работ по ТОиР и реализации программы ТПиР средствами от амортизационных отчислений.Таким образом, ввиду разнообразия номенклатуры используемых в электроэнергетической отрасли методов и средств определения технического состояния объектов распределительных электрических сетей, предложенная в диссертационной работе методика обеспечения эффективной эксплуатации действующих электроустановок распределительных электрических сетей имеет свое место для аргументирования в определении необходимости выполнения тех или иных эксплуатационных мероприятий при ограниченности финансовых возможностей.

1. ГОСТ 24291-90 Электрическая часть электростанций и электрической сети. Термины и определения. М.: Изд-во стандартов, 1990. - 14 с.

2. ГОСТ 19431-84 Энергетика и электрификация. Термины и определения. -М.: Изд-во стандартов, 1986. 9 с.

3. Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе. М.: ОАО «РОСЭП», 2006. - 73 с.

4. Концепция развития электрификации сельского хозяйства России. М.: Россельхозакадемия, 2001. 32 с.

5. Калявин В.П., Рыбаков Л.М. Надежность и диагностика электроустановок: Учебное пособие./Мар.гос.ун-т. Йошкар-Ола, 2000. - 348с.

6. Инструкция по расследованию и учету технологических нарушений в работе энергосистем, электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей. РД 34.20.801-2000. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003. - 24 с.

7. Рыбаков Л.М. Методы и средства обеспечения работоспособности электрических распределительных сетей 10 кВ: Научное издание. М.: Энергоатомиздат, 2004. - 421 с.

8. Положение о проведении планово-предупредительного ремонта производственных зданий и сооружений (в редакции постановления Госстороя СССР от 29 декабря 1973 г. N 279 г.).

9. Синягин Н.Н. и др. Система планово-предупредительного ремонта М.: Энергия, 1975.-376 с.

10. Ю.Андриевский В.Н. Управление предприятием электрических сетей. 2-е изд., перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат, 1988. - 344 е.: ил.

11. П.Федосеенко Р.Я., Мельников А.Я. Эксплуатационная надежность электросетей сельскохозяйственного назначения. М.: Энергия, 1997. - 320 с.

12. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ. -СПб: Издательство «Деан», 2000. 352 с.

13. Методические указания по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети (в редакции приказа Федеральной службы по тарифам от 21 марта 2006 года N 56-э/1).

14. Правила технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям (в редакции постановления Правительства РФ от 21.03.2007 г. №168).

15. Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг (в редакции постановления Правительства РФ от 21.03.2007 г. №168).

16. ГОСТ 11677-85 Трансформаторы силовые. Общие технические условия. -М.: Изд-во стандартов, 1986. -48 с.

17. ГОСТ 30830-2002 Трансформаторы силовые. 4.1 общие положения. М.: ИПК Изд-во стандартов, 2003. - 28 с.

18. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. JL Файбисовича. 2-е изд., перераб. и доп. -М: ЭНАС, 2007. - 352 е.: ил.

19. Справочник по проектированию электроснабжения / под ред. В.И. Круповича, Ю.Г. Барыбина, M.JI. Сомовера. 3-е изд., перераб. и доп. - М: Энергия, 1980. - 456 е.: ил.

20. Правила устройства электроустановок Текст.: Все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ-7. 2-й выпуск (с изм. и доп., по состоянию на 1 ноября 2005 г.) -Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2005 854 е.: ил.

21. ГОСТ 15845-80. Изделия кабельные. Термины и определения. -М.: Изд-во стандартов, 1986. 18 с.

22. ГОСТ 17613-80 Арматура линейная. Термины и определения. М.: Изд-во стандартов, 1981. - 8 с.

23. Инструкция по переключениям в электроустановках. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. 96 е.: ил.

24. Типовая инструкция по организации оперативного обслуживания распределительных электрических сетей 0,38-20 кВ с воздушными линиями электропередачи. ТИ 34-70-059-86 РД 34.20.513. -М.: ЭНАС, 2003. 16 с.

25. ГОСТ 27744-88 Изоляторы. Термины и определения. М.: Изд-во стандартов, 1989. - 18 с.

26. ГОСТ 17703-72 Аппараты электрические коммутационные. Основные понятия. -М.: Изд-во стандартов, 1973. 14 с.

27. ГОСТ Р 50030.3-99 Аппараты электрические низковольтные. М.: ФГУП «Стандартинформ», 2006. - 39 с.

28. Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ. Том 7. М.: ИД «Энергия», 2007. - 640 с.

29. РД 153-34.3-20.573-2001 Указания по учету и анализу в энергосистемах технического состояния распределительных сетей напряжением 0,38-20 кВ с воздушными линиями электропередачи. М.: СПО ОРГРЭС, 2001. - 46 с.

30. Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования. Зданий и сооружений электростанций и сетей. СО 34.04.181-2003. -СПб: Министерство энергетики РФ, 2008. 316 с.

31. ГОСТ Р 51992-2002 Устройства для защиты от импульсных перенапряжений в низковольтных силовых распределительных системах. Часть 1. Требования к работоспособности и методы испытаний (МЭК 61643-1-98). М.: ИПК Изд-во стандартов, 2004. - 48 с.

32. Типовая инструкция по техническому обслуживанию и ремонту воздушных линий электропередачи напряжением 0,38-20 кВ с неизолированными проводами. РД 153-34.3-20.662-98. -М.: ЭНАС, 2008. 80 е.: ил.

33. Абрамов В.Д., Хомяков М. В. Эксплуатация изоляторов высокого напряжения. М.: Энергия, 1976. - 246 с.

34. Овсянников А.Г. Разработка методов диагностики изоляции высоковольтного энергетического оборудования под рабочим напряжением на основе регистрации частичных разрядов: Автореф. дис. докт. техн. наук. Новосибирск, 2001. 44 с.

35. Дикой В.П., Овсянников А.В. Электромагнитная аэроинспекция воздушных линий электропередачи // Электрические станции. 1999. - №3. — С. 44-48.

36. Сви П.М. Методы и средства диагностирования оборудования высокого напряжения. М.: Энергоатомиздат, 1992. - 240 с.

37. Скляров В.Ф., Гуляев В.А., Диагностическое обеспечение энергетического производства. Киев: Техника, 1985. - 184 с.

38. Рыбаков Л.М., Калявин В.П. Диагностирование оборудования систем электроснабжения. Йошкар-Ола: Map. кн. изд-во, 1994. - 196 с.

39. Техника высоких напряжений: Учеб. / Под общ. Ред. Д. Р. Разевига. М. Энергия, 1976.-488 с.

40. Базуткин В.В., Ларионов В.П., Пинталь Ю.С. Техника высоких напряжений: Изоляция и перенапряжения в электрических системах: Учеб. для вузов. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 464 с.

41. Beyer М. Hohspannungstechnik. Theoretische und Praktische Grunlagen: Springer-Verlag / M. Bayer, W. Boeck, K. Moller Berlin, 1986. - P. 448-452.

42. Дъяков А.Ф., Бобров Ю.К., Сорокин A.B. Физические основы электрического пробоя газов. М.: Изд-во МЭИ, 1999. - 400 с.

43. Boggs S.A. Fundamental Limitations in the Measurement of Corona and Partial Discharge / S. A. Boggs, G. C. Stoun // IEEE Trans, on Electr. Insul. 1982. - Vol. EI-17, №2, Apr.-P. 143-150.

44. Техника высоких напряжений: Учеб. / под общ. ред. А.И. Долгинова. М.: Энергия, 1962.-454 с.

45. Рыбаков Л.М. Оценка состояния изоляции силовых трансформаторов по электрическим и химическим показателям масла / Л.М. Рыбаков. // Тр. / ЧИМЭСХ. Вып. 111. Челябинск, 1976. - С. 57-59.

46. ГОСТ 20074-83. Электрооборудование и электроустановки: Метод измерения характеристик частичных разрядов. Взамен ГОСТ 20074-74; Введ. 01.02.84. - М.: Изд-во стандартов, 1985. - 21 с.

47. Рыбаков Л.М. Диагностика внутренней изоляции регистрацией частичных разрядов. / Л.М. Рыбаков, А.В. Савинова. // Методы и средства техническойдиагностики: Сб. науч. стат. междунар. межвуз. шк.-семинара. Йошкар-Ола, 1998.-Вып. 15. -С. 158-161.

48. Pfeiffer W. Fast measurement techniques for research in dielectrics / W. Pfeiffer // IEEE Trans, on Electr. Insul. 1986. - EI-21, №5, October. - P. 766-776.

49. Austin J. On-line Digital Computer System for Measurement of Partial Discharge In Insulation Structures / J. Austin, R.E. James // IEEE Trans. On Electr. Insul. 1976. - Vol. EI-11, №.4, Dec. - P. 129-139.

50. Bartnikas R.A. Commentary on Partial Discharge Measurement and Delection / R.A. Bartnikas /ЛЕЕЕ Trans.On Electr. Insul.-1987.-Vol.EI-22,№.5,Oct.-P.629-655.

51. Mengung C. Partial discharges energy measurement on insulation systems and equipments / C. Mengung, P. Cuerin, B. Fallou // Conf. IEEE Inter. Simp, on Electr. Insul. 1988. - Vol. 2. - P. 1226-1229.

52. Tanaka T. Internal partial discharges and material degradation / T. Tanaka /ЛЕЕЕ Trans, on Electr. Insul. 1986. - Vol. EI-21. - P. 899-905.

53. Экспертные системы. Принципы работы и примеры / Под ред. Р.Форсайта. М.: Радио и связь, 1987. - 220 с.

54. Алексеева Е.Ф., Стефанюк В.Л. Экспертные системы состояние и перспективы // Изв. АН СССР. Техническая кибернетика. - М.: АН СССР, 1985. -№5. - С.153 -167.

55. Прангишвили И.В. Компьютерные информационные сети связи и экспертные системы. // Приборы и системы управления. 1988. № 6. - С. 13-16.

56. Элти Дж., Кумбе М. Экспертные системы. Концепции и примеры. М.: Финансы и статистика, 1987. - 190 с.62.3аде Л. Понятие лингвистической переменной и его применение к принятию приближенных решений. М.: Мир, 1976. - 165 с.

57. Евланов Л.Г., Кутузов В.А. Экспертные оценки в управлении. М.: Экономика, 1978 - 133 с.

58. Саати Т., Керне К. Аналитическое планирование. (Организация систем)

59. Пер. с англ. -М.: Радио и связь, 1991. 176.

60. Герасименко В.А. Неформально-эвристические методы решения трудноформализуемых задач / Безопасность информационных технологий. Выпуск 4, 1997г. с. 39 - 61.

61. Toast: the power system operators assistant.// Talukdar saroch N: Cardozo Bleri. computer. 1986. № 7. P. 143 - 170.67.0taduy P.J. Demon t ration of expert sis terns in automated monitor ing // Ibid. P. 298-299.

62. Miiller J., Schirt G. Software Technologic: Erfarungen bei der Entwicklung eines Prozessinformationssystems fur Kernkraftwerke // Siemens Energ. Autom. 1986. Vol. 8, № 3. P. 168 171.

63. Balzer D., Btthme B. Zur Einflup der kunstlichen Intelligenz auf Teorieund Praxis der Proze pautomatisienmg // Messen-Steuern-Regeln. 1987. № 12. P. 32.

64. Eruchtenicht H.W., Kippe J. Expertsysteme und ihre Einsatzmoglichkeiten // FhG Benchtep 1983. N 2. P. 34 - 39.

65. Хорн P., Джонсон Ч. Матричный анализ: пер. с англ. М: Мир, 1989 -665 с.

66. Fuchs Н. Zum Verbal this fon kunstlisher Intelligenz und Automattisierung // Messen Steuern - Regeln. 1987. № 10. P. 434 - 437.

67. Wernstedt J. Zum Einsatz von Beratungs Experten systeme zur Lozung kybernetischer Probleme // Messen-Steuern-Regeln. 1986. №8, P. 97- 103.

68. Bohme D., Wernstedt J\ Entwurfskonzepte fiir Beratimgs systeme zur Lozung kybernetischer Aysgaben-Messen-Steuern-Regeln. 1987. № 12. P. 54 58.

69. Johanson G. Uber Wachungs-und-Entscheidungsverhalten des Menschen in Mensch-Machine-Systemen // Bericht Nr. 44. Forschungsinstitut fur Autronotechnick. Werthoren. 1979. P. 237.

70. Buttner W. Ktfnstliche Intelligenz und Experten systeme Definition-Funktionsweise-Einsatrgebiete//Elektronik. 8/16. № 4. 1987. P. 135.

71. Savory S. Experten systeme, Munchen // Wien: Roldenbourd Verlad. 1987. P. 196.

72. Ginzberg M.J., Stohr Б.А. Decision support systems: issues and perspectives // In Decision Support systems: Amsterdam: North-Holland. 1982. P. 9-31.

73. Бочков А.П., Гасюк Д.П., Филюстин A.E. Модели и методы управления развитием технических систем. Учебное пособие: СПб.: Издательство «Союз», 2003. - 288 с. (Высшая школа).

74. Подиновский В.В., Гаврилов В.М. Оптимизация по последовательно применяемым критериям. М.: Сов. радио, 1975. - 192 с.

75. Трухаев Р.И. Модели принятия решений в условиях неопределенности. -М.: Наука, 1981.-256 с.

76. Орловский С.А. Проблемы принятия решений при нечеткой исходной информации. М.: Наука, 1981. - 208 с.

77. Нечеткие множества и теория возможностей. Последние достижения. / Под. ред. P.P. Ягера. М.: Радио и связь, 1986. - 408 с.

78. Попов Э.В. Экспертные системы: Решение неформализованных задач в диалоге с ЭВМ. -М.: Наука, 1987.-288 с.

79. Егошин Ю. Ю. Экспертные методики определения остаточного ресурса электросетевого района / Венедиктов С.В., Захарова 3. А. и др. // Проблемы энергетики. №11-12. - Казань: Казан, гос. ун-т, 2008. - С.113 - 120.

80. Егошин, Ю. Ю. Экспертный способ определения состояния оборудования сетевого района / Венедиктов С. В., Батуев В. Е., Егошин Ю. Ю. и др. // Вестник МарГУ / Map. гос. ун-т. Йошкар-Ола, 2008. - №1. - С.48 -51.

81. Марченко Г.Н., Мансуров Р.Е., Ахметова И.Г. Использование экспертного метода при формировании набора показателей конкурентоспособности энергетических предприятий. Проблемы энергетики №5-6, 2005, стр. 68-78.

82. Арайс Р.Ж., Сталтманис И.О. Эксплуатация электрических сетей. М.: Машиностроение, 1987 г. - 239 с.

83. Информационно-аналитический журнал «Энергоэксперт» №3 (8), 2008.

84. Федеральный закон от 26 марта 2003 г. N 35-Ф3 "Об электроэнергетике" (с изменениями и дополнениями).

85. Правила функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики (в редакции постановления Правительства РФ от 31 августа 2006 г. N 529" г.).

86. Правила недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг (в редакции постановления Правительства РФ от 21.03.2007 г. №168).

87. Правила недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг (в редакции постановления Правительства РФ от 21.03.2007 г. №168).

88. Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке (в редакции постановления Приказа Федеральной службы по тарифам от 06.08.2004 г. № 20-Э/2.

89. Ю. Я Петрушенко. В 5 кн. Кн. 2. Электроэнергетика и электроника. - Казань: Казан, гос. ун-т, 2008. - С. 148- 150.

90. Юб.Инструкция по замерам нагрузок трансформаторов подстанций напряжением 10/0,4 кВ сельскохозяйственного назначения. Министерство энергетики и электрификации СССР, 1976. - 15 е.: ил.

91. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. РД 34.09.101-94 с изменением №1. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. - 48 с.

92. Сборник нормативных и методических документов по измерениям, коммерческому и техническому учету электрической энергии и мощности. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001. - 344 с.

93. Макаров Е. Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ. Том 6. М.: ИД «Энергия», 2006. - 624 с.

94. ИТОГО по ПС: 99 325ч 09М1Ш 22 14 1 601. ПС Алснкино 8 1001Аленкино 12 16ч 22мин 2 7 39 1006 Аленкино 9 1ч 50мин 2 3 4

95. ИТОГО по ПС: 21 18ч 12мпн 4 10 0 71. ПС Арбаны 10 1006 Арбаны 12 208ч 05мин 2 10

96. ИТОГО по ПС: 156 293ч 59miiii 37 30 8 1001 2 3 4 5 6 7 81. ПС Красный Мост 30 1005 Красный Мост 2 1ч 21мин 2

97. ИТОГО по ПС: 2 1ч 21лиш 2 0 0 01. ПС Лесная 31 615 Лесная 5 621ч 41мин 1 1 3

98. ИТОГО по ПС: 5 621ч 41мин 0 1 1 31 2 3 4 5 6 7 81. ПС Люльпаны 32 1001 Люльпаны 4 16ч 12мин 3 133 1003 Люльпаны 6 17ч 23мин 2 1 334 1005 Люльпаны 1 бмин 135 1007 Люльпаны 2 5ч 52мин 1 1

99. ИТОГО по ПС: 95 270ч 37мин 12 20 0 631. ПС Пемба 42 1018 Пемба 6 389ч 18мин 4 1

100. ИТОГО по ПС: 6 389ч Шиш 0 4 0 11. ПС Пижма 43 1002 Пижма 1 4мин 144 1004 Пижма 10 13ч 46мин 3 71 2 3 4 5 6 7 845 1005 Пижма 5 0 2 3

101. ИТОГО по ПС: 18 13ч 50,мин 10 6 7 181. ПС Чнгашево 46 1004 Чигашево 9 127ч 05мин 1 4 4

102. ИТОГО по ПС: 9 127ч 05мин 1 4 0 4

103. ИТОГО: 394 2580ч ЗЗмин 88 94 24 2501. Перечень

104. ВЛ-1002 ПС Акашево 1 участок ТП №218 ТП №113 -ТП№160-ТП№154 1980 2,0 ж/б 84 3,92 61,84

105. ВЛ-1002 ПС Акашево 2 участок ТП №197 ТП №218 1986 0,6 ж/б 66 3,92 45,62

106. ВЛ-1002 ПС Акашево 3 участок ТП №160 ТП №161 1980 0,3 ж/б 84 3,92 44,66

107. ВЛ-1002 ПС Акашево 4 участок ТП №429 ТП №184 1976 4,7 ж/б 96 3,92 61,36

108. ВЛ-1002 ПС Акашево 5 участок ТП №218 ТП №151 1986 0,2 ж/б 66 3,92 56,45

109. ВЛ-1002 ПС Акашево 6 головной участок ТП №197 -ТП №429 1976 4,1 ж/б 96 3,92 63,43

110. ВЛ-1006 ПС Акашево 1 участок ТП №158 ТП №230" 1976 0,6 ж/б 96 5,85 40,331 2 3 4 7 5 6 8 9 10

111. BJI-1006 ПС Акашево 2 головной участок ТП №125 -ТП №374 - ТП №382 - ТП №178 - ТП №269 - ТП №410 1979 3,1 ж/б 87 5,85 58,23

112. ВЛ-1006 ПС Акашево 3 участок ТП №269 ТП №320 1976 0,6 ж/б 96 5,85 62,8

113. BJI-1006 ПС Акашево 4 участок ТП №269 ТП №158 1976 0,3 ж/б 96 5,85 60,25

114. BJI-1009 ПС Акашево 1 участок ТП №335 ТП №154 -ТП №246 1977 2,1 ж/б 93 3,12 53,61

115. BJI-1009 ПС Акашево 2 участок ТП №246 ТП №152 1987 3,2 ж/б 63 3,12 62,03

116. ВЛ-1009 ПС Акашево 3 участок ТП №335 ТП №151 -ТП№167 1986 1,7 ж/б 66 3,12 70,36

117. ВЛ-1009 ПС Акашево 4 головной участок ТП №335 1977 6,5 ж/б 93 3,12 60,01

118. ВЛ-1009 ПС Акашево 5 участок ТП №152 ТП №13 1987 1,2 ж/б 63 3,12 68,91

119. ВЛ-1009 ПС Акашево 6 участок ТП №246 ТП №161 1998 0,6 ж/б 30 3,12 56,06

120. ВЛ-1010ПС Акашево 1 участок ТП №331 ТП №395 -ТП №174 1983 4,7 дер. на ж/б прист. 100 3,7 68

121. ВЛ-1010ПС Акашево 2 головной участок ТП №331 1988 6,2 дер. на ж/б прист. 100 3,7 68,43

122. ВЛ-1010 ПС Акашево 3 участок ТП №395 ТП №180 1983 1,3 дер. на ж/б прист. 100 3,7 62,17

123. ВЛ-1010ПС Акашево 4 участок ТП №331 ТП №17 -ТП №276 - ТП №90 1973 5,0 дер. на ж/б прист. 100 3,7 68,961 2 3 4 7 5 6 8 9 10

124. ВЛ-1011 ПС Акашево головной участок ТП №159 1998 8,0 ж/б 30 3,69 38,16

125. ВЛ-1013 ПС Акашево 1 головной участок ТП №382 -ТП №374 - ТП №230 - ТП * №174 1969 10,3 дер. на ж/б прист. 100 3,02 69,1

126. ВЛ-1013 ПС Акашево 2 участок ТП №174 ТП №395 1969 1,6 ж/б 100 3,02 53,8

127. ВЛ-1001 ПС Данилове " 1 участок ТП №7 ТП №128 1968 0,5 дер. на ж/б прист. 100 5,07 68,77

128. ВЛ-1001 ПС Данилово 2 головной участок ТП №7 1968 2,0 дер. на ж/б прист. 100 » 5,07 78,3

129. ВЛ-1001 ПС Данилово 3 участок ТП №128 ТП №306 1982 0,3 дер. на ж/б прист. 100 5,07 69,34

130. ВЛ-1001 ПС Данилово 4 участок ТП №306 ТП №92 1982 2,0 дер. на ж/б прист. 100 5,07 68,38

131. ВЛ-1002 ПС Данилово головной участок ТП №377 -ТП №373 - ТП №309 - ТП №342 - РП-25 1985 7,9 ж/б 69 4,02 57,27

132. ВЛ-1004 ПС Данилово 1 участок ТП №109 ТП №122 1968 0,5 ж/б 100 5,4 49,47

133. В Л-1004 ПС Данилово 2 участок ТП №68 ТП №109 1974 2,7 ж/б 100 5,4 50,43

134. ВЛ-1004 ПС Данилово 3 участок ТП №109 ТП №389 -ТП №6 1974 1,9 ж/б 100 5,4 61,89

135. ВЛ-1004 ПС Данилово 4 участок ТП №92 ТП №68 1979 1,7 ж/б 87 5,4 57,94

136. ВЛ-1004 ПС Данилово 5 головной участок ЛР-28 -ТП №92 1981 3,5 ж/б 81 5,4 50,141 2 3 4 7 5 6 8 9 10

137. ВЛ-1005 ПС Данилово 1 участок ТП №277 ТП №17 -ТП№159 1986 2,1 ж/б 66 3,9 61,89

138. ВЛ-1005 ПС Данилово 2 участок ТП №90 ТП №9 1972 0,3 дер. на ж/б прист. 100 3,9 66,79

139. ВЛ-1005 ПС Данилово 3 участок ТП №277 ТП №90 -ТП №276 - ТП №244 1972 3,6 ж/б 100 3,9 58,42

140. ВЛ-1005 ПС Данилово 4 головной участок РП-1 1977 4,8 ж/б 93 3,9 36,23

141. ВЛ-1005 ПС Данилово 5 участок РП-1 ТП №277 1997 2,8 ж/б 33 3,9 36,23

142. ВЛ-1006 ПС Данилово головной участок ТП №370 -ТП №189 - ТП №217 1968 2,6 дер. на ж/б прист. 100 6,69 77,53

143. ВЛ-1007 ПС Данилово 1 участок ТП №396 ТП №1 -ТП №377 1977 Ю дер. на ж/б прист. 100 2,6 71,75

144. ВЛ-1007 ПС Данилово 2 участок ТП №258 ТП №1 1977 Ю дер. на ж/б прист. 100 2,6 71,85

145. ВЛ-1007 ПС Данилово ' 3 участок ТП №1 ТП №123 1977 2,1 ж/б 93 2,6 63,18

146. ВЛ-1007 ПС Данилово 4 головной участок ТП №396 -ТП №258 1977 4,4 ж/б 93 2,6 60,63

147. ВЛ-1009 ПС Данилово I участок ТП №251 ТП №31 1969 2,8 ж/б 100 6,49 68,53

148. ВЛ-1009 ПС Данилово 2 участок ТП №406 ТП №401 1968 5,9 дер. на ж/б прист. 100 6,49 66,46

149. ВЛ-1009 ПС Данилово 3 головной участок ТП №293 1980 4,0 ж/б 84 6,49 46,441 2 3 .4 7 5 6 8 9 10

150. ВЛ-1009 ПС Данилове 4 участок ТП №293 ЛР-28 -ТП №251 1980 7,1 ж/б 84 6,49 61,84

151. ВЛ-1009 ПС Данилове» 5 участок ТП №31 ТП №406 1968 3,8 ж/б 100 6,49 57,51

152. ВЛ-1010ПС Данилово 1 участок ТП №234 оп. №36 1977 2,3 ж/б 93 11,99 48,46

153. ВЛ-1010ПС Данилово 2 головной участок ТП №234 1977 1,5 ж/б 93 11,99 58,81

154. ВЛ-1011 ПС Данилово 1 участок ТП №111 ТП №14 1968 1,5 ж/б 100 1,81 58,71

155. ВЛ-1011 ПС Данилово 2 участок ТП №361 ТП №391 -ТП №475 1975 7,7 ж/б 99 1,81 65,4

156. ВЛ-1011 ПС Данилово 3 участок РП-1 ТП №153 1989 8,3 ж/б 57 1,81 60,06

157. ВЛ-1011 ПС Данилово 4 участок РП-1 ТП №91 1972 и ж/б 100 1,81 61,16

158. ВЛ-1011 ПС Данилово 5 участок ТП №91 ТП №361 1968 1,5 дер. на ж/б прист. 100 1,81 63,86

159. ВЛ-1011 ПС Данилово 6 головной участок РП-1 1996 4,5 ж/б 36 1,81 38,5

160. ВЛ-1011 ПС Данилово 7 участок ТП №391 ТП №425 1987 1,0 ж/б 63 1,81 38,5

161. ВЛ-1011 ПС Данилово 8 участок ТП №153 ТП №394 1989 1,1 ж/б 57 1,81 45,33

162. ВЛ-1011 ПС Данилово 9 участок ТП №394 ТП №111 1968 1,6 ж/б 100 1,81 45,33

163. ВЛ-1015 ПС Данилово 1 головной участок ТП №126 1968 1,8 дер. на ж/б прист. 100 2,32 73,341 2 3 4 7 5 6 8 9 10

164. ВЛ-1015 ПС Данилове 2 участок ТП №126 ТП №189 1968 0,5 дер. на ж/б прист. 100 2,32 73,34

165. ВЛ-1015 ПС Данилово 3 участок ТП №454 ТП №217 -ТП №245 - ТП №22 - ТП №270 - ТП №20 - ТП №145 1968 6,1 дер. на ж/б прист. 100 2,32 59,24

166. ВЛ-1015 ПС Данилове 4 участок ТП №145 ТП №342 1984 3,3 ж/б 72 2,32 51,92

167. ВЛ-1015 ПС Данилово 5 участок ТП №145 ТП №266 -ТП №20 - ТП №448 1977 5,7 дер. на ж/б прист. 100 2,32 51,92

168. ВЛ-1015 ПС Данилово 6 участок ТП №127 ТП №454 1968 0,3 дер. на ж/б прист. 100 2,32 79,69

169. ВЛ-1015 ПС Данилово 7 участок ТП №126 ТП №127 1968 0,3 дер. на ж/б прист. 100 2,32 38,98

170. ВЛ-1015 ПС Данилово 8 участок ТП №22 ТП №145 1968 1,4 дер. на ж/б прист. 100 2,32 51,92

171. ВЛ-1017 ПС Данилово головной участок ТП №68 -ТП №389 1987 7,9 ж/б 63 2,54 51,92

172. ВЛ-606 ПС Лесная головной участок ТП №492 1978 1,5 дер. на ж/б прист. 100 3,62 72,38

173. ВЛт615 ПС Лесная 1 участок ТП №488 ТП №489 1978 0,1 дер. на ж/б прист. 100 3,62 65,06

174. ВЛ-615 ПС Лесная 2 головной участок ТП №488 -ТП №492 - ТП №505 1978 2,3 дер. на ж/б прист. 100 3,62 79,5

175. ВЛ-1001 ПС Люльпаны 1 головной участок 299 1987 3,1 ж/б 63 2,89 52,011 2 3 4 7 5 6 8 9 10

176. ВЛ-1001 ПС Люльпаны 2 участок ТП №299 ТП №143 1987 9,6 ж/б 63 2,89 57,7

177. ВЛ-1015 ПС Пемба головной участок ТП №478 -ТП №482 1994 2,9 ж/б 42 1,3 44,03

178. ВЛ-1018 ПС Пемба головной участок ТП №355 -ТП №478 - ТП №481 1993 6,6 ж/б 45 1 44,03

179. ВЛ-1001 ПС Пижма головной участок ТП №198 -ТП №298 1979 и ж/б 87 6,79 51,68

180. ВЛ-1002 ПС Пижма 1 участок ТП №198 ТП №250 1974 1,2 дер. на ж/б прист. 100 7 65,83

181. ВЛ-1002 ПС Пижма 2 головной участок ТП №198 1982 0,3 ж/б 78 7 52,5

182. ВЛ-1004 ПС Пижма 1 головной участок ТП №198 -ТП№168 1964 5,7 дер. на ж/б прист. 100 3,8 65,83

183. ВЛ-1004 ПС Пижма 2 участок ТП №168 ТП №79 1987 5,5 ж/б 63 3,8 65,16

184. ВЛ-1005 ПС Пижма головной участок ЛР-70 -ТП№143 1980 6,2 ж/б 84 3,22 52,16

185. ВЛ-1006 ПС Пижма головной участок ТП №77 1987 1,9 дер. на ж/б прист. 100 5,39 45,331. Перечень

186. ВЛ-1001 ПС Аленкино головной участок ТП №210 -ЛР-16 1967 5,1 дер. на ж/б прист. 100 11,89 72,62

187. ВЛ-1006 ПС Аленкино 1 участок ТП №191 ТП №193' 1982 2,6 ж/б 78 2,39 62,61

188. ВЛ-1006 ПС Аленкино 2 участок ТП №254 ТП №322 1982 0,9 ж/б 78 2,39 49,49

189. ВЛ-1006 ПС Аленкино 3 участок ТП №191 ТП №254 1989 0,5 ж/б 57 2,39 38,69

190. ВЛ-1006 ПС Аленкино 4 головной участок ТП №191 1982 3,3 ж/б 78 2,39 63,62

191. ВЛ-1006 ПС Арбаны 1 участок ТП №295 ТП №274 1986 2,2 дер. на ж/б прист. 100 3,73 74,4

192. ВЛ-1006 ПС Арбаны 2 головной участок ТП №295 1975 8,1 ж/б 99 3,73 56,4

193. ВЛ-1001 ПС Краснооктябрьская I участок ТП №291 ТП №50 1971 2,9 ж/б 100 ' 4,5 55,441 2 3 4 7 5 6 8 9 10

194. ВЛ-1001 ПС Краснооктябрьская 2 головной участок ТП №238 -ТП №46 1974 5,4 ж/б 100 4,5 69,83

195. ВЛ-1001 ПС Краснооктябрьская 3 участок ТП №46 ТП №200 -ТП №108 1975 2,1 ж/б 99 4,5 60,59

196. ВЛ-1001 ПС Краснооктябрьская 4 участок ТП №50 ТП №325 1971 5,5 ж/б 100 4,5 63,47

197. ВЛ-1001 ПС Краснооктябрьская 5 участок ТП №325 ТП№51 1971 2,7 ж/б 100 4,5 54,71

198. ВЛ-1001 ПС Краснооктябрьская 6 участок ТП №238 ТП №291 1981 0,9 ж/б 81 4,5 38,45

199. ВЛ-1001 ПС Краснооктябрьская 7 участок ТП №51 ТП №195 1980 10,1 ж/б 84 4,5 56,06

200. В Л-1002 ПС Краснооктябрьская головной участок РП-18 1979 10,3 ж/б 87 3,6 45,47

201. ВЛ-1003 ПС Краснооктябрьская головной участок ТП №136 1974 2,6 дер. на ж/б прист. 100 2,95 63,86

202. ВЛ-1004 ПС Краснооктябрьская 1 головной участок ТП №139 -ТП №135 - ТП №486 - ТП №424 - ТП №238 - ТП №199 1975 10,5 ж/б 99 2,11 64,53

203. ВЛ-1004 ПС Краснооктябрьская 2 участок ТП №199 ТП №353 -ТП №204 1976 1,9 ж/б 96 2,11 52,79

204. ВЛ-1005 ПС Краснооктябрьская головной участок РП-18 1979 10,3 ж/б 87 3,6 44,51

205. ВЛ-1009 ПС Краснооктябрьская 1 головной участок ТП №241 -ТП №426 1972 1,0 ж/б 100 2,99 52,26

206. ВЛ-1009 ПС Краснооктябрьская 2 участок ТП №426 ТП №283 1975 0,2 IOT 17 3 53,71 2 3 4 7 5 6 8 9 10

207. ВЛ-1011 ПС Краснооктябрьская 1 участок ТП №438 ТП №242 -ЛР-41 1974 2,7 ж/б 100 6,4 57,12

208. ВЛ-1011 ПС Краснооктябрьская 2 головной участок ТП №438 1972 0,4 КЛ 18 6 53,56

209. ВЛ-1005 ПС Красный Мост головной участок ТП №499 2002 12,3 ж/б 18 12,16 31,66

210. ВЛ-1003 ПС Люльпаны 1 участок ТП №132 ТП №358 -ЛР-22 1974 10,5 ж/б 100 2,06 59

211. ВЛ-1003 ПС Люльпаны 2 головной участок ТП №144 -ТП№132 1975 9,1 ж/б 99 2,06 51,2

212. ВЛ-1005 ПС Люльпаны 1 участок ТП № 144 ТП №231 1981 0,4 ж/б 81 3,21 51,63

213. ВЛ-1005 ПС Люльпаны 2 головной участок ТП №144 -ТП №236 - ТП №352 1975 3,1 ж/б 99 3,21 51,78

214. ВЛ-1005 ПС' Люльпаны 3 участок ТП №433 ТП №352 1981 0,5 ж/б 81 3,21 45,33

215. ВЛ-1005 ПС Люльпаны 4 участок ТП №231 ТП №433 1986 0,9 ж/б 66 3,21 59,67

216. ВЛ-1007 ПС Люльпаны 1 головной участок ТП №236 -ТП №274 1977 10,1 ж/б 93 3,65 72,67

217. ВЛ-1007 ПС Люльпаны 2 участок ТП №274 ТП №441 1977 0,9 ж/б 93 3,65 64,2

218. ВЛ-1003 ПС Медведево 1 участок ТП №192 ТП №357 -ТП №330 1981 4,2 ж/б 81 3,25 51,97

219. ВЛ-1003 ПС Медведево 2 головной участок ТП №459 -ТП №456 - ТП №192 1970 9,4 ж/б 100 3,25 62,511 2 3 4 7 5 6 8 9 10

220. ВЛ-1003 ПС Медведево 3 участок ТП №357 ТП №105 1981 1,0 ж/б 81 3,25 50,86

221. ВЛ-1007 ПС Медведево 1 участок ТП №155 ТП №301 -ТП №94 1981 0,8 ж/б 81 2,85 50,67

222. ВЛ-1007 ПС Медведево 2 участок ТП №133 РП-1(Аб) -ТП №100 - ТП №301 - ТП №155 1981 1,4 ж/б 81 2,85 61,89

223. ВЛ-1007 ПС Медведево 3 участок ТП №100 ТП №43 1986 0,4 дер. на ж/б прист. 100 2,85 57,75

224. ВЛ-1007 ПС Медведево 4 головной участок ТП №418 1992 0,8 ж/б 48 2,85 44,46

225. ВЛ-1007 ПС Медведево 5 участок ТП №418 ТП №133 1992 2,1 ж/б 48 2,85 44,46

226. ВЛ-1007 ПС Медведево 6 участок ТП №43 ТП №191 1986 0,6 ж/б 66 2,85 51,3

227. ВЛ-1012 ПС Медведево 1 участок ТП №119 ТП №104 1968 0,8 дер. на ж/б прист. 100 2,92 66,65

228. ВЛ-1012 ПС Медведево 2 участок ТП №30 ТП №119 1974 0,7 дер. на ж/б прист. 100 2,92 71,94

229. ВЛ-1012 ПС Медведево 3 участок ТП №64 ТП №65 1978 5,6 дер. на ж/б прист. 100 2,92 45,38

230. ВЛ-1012 ПС Медведево 4 участок ТП №104- ТП №251 1968 0,9 дер. на ж/б прист. 100 2,92 67,47

231. ВЛ-1012 ПС Медведево 5 головной участок ТП №64 1971 4,5 ж/б 100 2,92 62,17

232. ВЛ-1012 ПС Медведево б участок ТП №105 ТП №450 1974 14,6 ж/б 100 2,92 69,591 2 3 4 7 5 6 8 9 10

233. BJ1-1012 ПС Медведево 7 участок ТП №101 -ЛР-9 1971 6,1 ж/б 100 2,92 56,06

234. ВЛ-1012ПС Медведево 8 участок ТП №64 ТП №105 1974 1,4 ж/б 100 2,92 45,38

235. ВЛ-1012 ПС Медведево 9 участок ТП №30 ТП №253 1974 0,5 ж/б 100 2,92 38,54

236. ВЛ-1012 ПС Медведево 10 участок ТП №450 ТП №101 -ТП №102 1991 3,5 ж/б 51 2,92 45,38

237. ВЛ-1012 ПС Медведево 11 участок ТП №102 ТП №30 1974 1,0 ж/б 100 2,92 45,38

238. ВЛ-1013 ПС Медведево 1 участок ТП №204 ТП №249 1981 0,9 дер. на ж/б прист. 100 3,12 63,81

239. ВЛ-1013 ПС Медведево 2 участок ТП №216 ТП №50 -ТП №353 - ТП №48 1968 8,1 ж/б 100 3,12 66,84

240. ВЛ-1013 ПС Медведево 3 участок ТП №446 ТП №97 1981 2,4 дер. на ж/б прист. 100 3,12 61,07

241. ВЛ-1013 ПС Медведево 4 участок ТП №108 ТП №432 -ТП №452 1967 9,8 ж/б 100 3,12 55,44

242. ВЛ-1013 ПС Медведево 5 участок ТП №48 ТП №98 1992 8,6 ж/б 48 3,12 45,86

243. ВЛ-1013 ПС Медведево 6 участок ТП №48 ТП №446 -ТП №204 1981 2,8 ж/б 81 3,12 54,47

244. ВЛ-1013 ПС Медведево 7 участок ТП №94 ТП №200 -ТП№108 1985 4,3 ж/б 69 3,12 55,39

245. ВЛ-1013 ПС Медведево 8 участок ТП №200 ТП №216 1981 3,1 ж/б 81 3,12 45,86

246. ВЛ-1013 ПС Медведево 9 участок ТП №54 ТП №94 1992 2,7 ж/б 48 3,12 38,541 2 3 4 7 5 6 8 9 10

247. ВЛ-1013 ПС Медведево 10 головной участок ТП №221 -ТП №54 1992 0,9 ж/б 48 3,12 38,54

248. ВЛ-1014ПС Медведево головной участок ТП №221 -ТП №317 - ТП №256 - ЛР-41 -ТП №99 - ТП №459 - РП-23 1972 12,4 ж/б 100 2,15 44,9

249. ВЛ-1016 Медведево 1 участок ТП №255 ТП №65 -ТП№209 1996 4,7 дер. на ж/б прист. 48 2,69 65,4

250. ВЛ-1016 Медведево 2 участок ТП №65 ПС Арбаны 1984 8,9 дер. на ж/б прист. 100 2,69 51,73

251. ВЛ-1016 Медведево 3 участок ТП №67 ТП №61 -ТП №255 1972 4,8 ж/б 100 2,69 64,92

252. ВЛ-1016 Медведево 4 участок ТП №427 ТП №67 1972 3,3 ж/б 100 2,69 57,6

253. ВЛ-1016 Медведево 5 участок ТП №56 ТП №427 1972 0,1 ж/б 100 2,69 31,66

254. ВЛ-1016 Медведево 6 головной участок ТП №55 1989 3,9 ж/б 57 2,69 49,47

255. ВЛ-1016 Медведево 7 участок ТП №333 ТП №392 1993 0,5 дер. на ж/б прист. 60 2,69 55,2

256. ВЛ-1016 Медведево 8 участок ТП №56 ТП №334 1993 0,9 дер. на ж/б прист. 60 2,69 56,16

257. ВЛ-1016 Медведево 9 участок ТП №55 ТП №56 1993 3,6 ж/б 45 2,69 52,16

258. ВЛ-1016 Медведево 10 участок ТП №334 ТП №333 1993 0,2 дер. на ж/б прист. 60 2,69 45,04

259. ВЛ-1016 Медведево 11 участок ТП №392 ТП №56 1993 0,9 ж/б 45 2,69 44,08

260. Л-1 ТП№112 ПС Северо-Западная 1 участок ТП №219 ТП №27 1981 1,0 дер. на ж/б прист. 100 4,2 64,05

261. Л-1 ТП№112 ПС Северо-Западная 2 головной участок ТП №219 -ТП №380 1981 3,2 дер. на ж/б прист. 100 4,2 57,71 2 3 4 7 5 6 8 9 10

262. Л-1 ТП№112 ПС Северо-Западная 3 участок ТП №27 ТП №300 -ТП №103 - ТП №119 1981 7,2 ж/б 81 4,2 24,83

263. Л-87 ПС СевероЗападная 1 головной участок ТП №380 1973 5,8 дер. на ж/б прист. 100 4,75 62,13

264. Л-87 ПС СевероЗападная 2 участок ТП №380 ТП №300 1973 1Д дер. на ж/б прист. 100 4,75 45,04

265. ВЛ-1004 ПС Чигашево 1 участок ЛР-16 ТП №493 -ТП№146 1982 8,9 дер. на ж/б прист. 100 5,95 62,61

266. ВЛ-1004 ПС Чигашево 2 головной участок ЛР-16 2004 4,0 ж/б 12 5,95 31,661. Перечень

267. Недостаточная ширина просеки (ширина просеки в лесном массиве ' по трассе BJI не соответствует требованиям НТД) визуальный осмотр, измерение ширины просеки расширение просеки

268. Наличие в охранной зоне BJI древесно-кустраниковой растительности (ДКР) визуальный осмотр вырубка ДКР

269. Продольный наклон опоры (отклонение верхнего конца стойки от вертикальной оси вдоль линии превышает 0,5 м) визуальный осмотр, измерение смещения опор вдоль и перпендикулярно оси ВЛ выправка опоры

270. Поперечный наклон опоры (отклонение верхнего конца стойки от вертикальной оси поперек линии превышает 0,5 м) визуальный осмотр, измерение смещения опор вдоль и перпендикулярно оси ВЛ выправка опоры

271. Перекос траверсы (отклонение траверсы от горизонтального положения на угол свыше 15 град.) визуальный осмотр, измерение смещения положения траверсы выправка траверсы

272. Ослабление крюка (штыря) визуальный осмотр закрепление крюка

273. Обрыв бандажа (обрыв проволок бандажа, крепящего стойку к приставке) визуальный осмотр замена бандажа

274. Ослабление бандажа (ослабление проволочного бандажа, хомута крепления стойки к приставке, вызвавшее проскальзывание или наклон стойки сверх нормы) визуальный осмотр подтяжка бандажа и выправка опоры

275. Коррозия бандажа (поверхностная коррозия бандажа, хомута крепления стойки к приставке) визуальный осмотр окраска бандажа

276. Ослабление крепления подкоса визуальный осмотр подтяжка крепления подкоса1 2 3 4

277. Загрязнение изолятора разъединителя (загрязнение поверхности изолятора, видимое с земли) визуальный осмотр чистка изолятора разъединителя

278. Перекос разрядника (разрегулирование разрядника, видимое с земли) визуальный осмотр регулирование разрядника

279. Изгиб крюка, штыря (деформация крюка, штыря, видимая с земли) визуальный осмотр замена крюка, штыря

280. Скол изолятора (сколы на поверхности изолятора суммарной площадью свыше 1 см2) визуальный осмотр замена изолятора

281. Загрязнение изолятора (загрязнение поверхности изолятора, видимое с земли) визуальный осмотр замена изолятора

282. Непроектный изолятор (изолятор не соответствует проекту или требованиям действующих нормативных документов) визуальный осмотр замена изолятора

283. Обрыв проволоки (обрыв одной проволоки верхнего повива, видимый с земли) визуальный осмотр наложение бандажа1. ТП-10(6)/0,4 кВ

284. Наличие на площадке и вблизи ТП ДКР визуальный осмотр вырубка ДКР

285. Течь крыши ЗТП визуальный осмотр устранение течи

286. Непроектное заглубление (заглубление опоры строительной части в грунте менее предусмотренного проектом) визуальный осмотр, измерение заглубления элементов строительной части закрепление оснований опор строительной части

287. Проседание грунта (понижение уровня грунта, размыв грунта у основания опоры строительной части) визуальный осмотр подтрамбовка и подсыпка грунта

288. Наклон конструкций (отклонение конструкций строительной части от вертикали более 5°) визуальный осмотр, измерение смещения конструкций от вертикали выправка конструкций

289. Коррозия корпуса (поверхностная коррозия корпус КТП) визуальный осмотр окраска корпуса

290. Скол проходного изолятора (сколы на поверхности проходного изолятора суммарной площадью свыше 1 см2) визуальный осмотр замена изолятора

291. Загрязнение проходного изолятора визуальный осмотр чистка, замена изолятора1 2 3 4

292. Повреждение дугогасительного вкладыша автогазового выключателя нагрузки визуальный осмотр замена вкладыша выключателя

293. Скол штыревого изолятора (сколы на поверхности штыревого изолятора суммарной площадью свыше 1 см2) визуальный осмотр замена изолятора

294. Загрязнение штыревого изолятора визуальный осмотр чистка, замена изолятора

295. Течь масла визуальный осмотр замена уплотнения

296. Понижение уровня масла визуальный осмотр доливка масла

297. Дефект контакта ввода (перегрев, ослабление контакта ввода трансформатора) визуальный осмотр замена, подтяжка контакта ввода

298. Обрыв нулевой шины визуальный осмотр, измерение уровня напряжения восстановление контакта, замена нулевой шины

299. Повреждение контактов (перегорание, обрыв контактов в РУ 0,4 кВ) визуальный осмотр замена контактов

300. Перекос разрядника (разрегулирование разрядника в РУ 0,4 кВ) визуальный осмотр регулирование разрядника

301. Повреждение трансформатора тока (повреждение, отсутствие трансформатора тока) визуальный осмотр, измерение сопротивления изоляции замена,установка трансформатора тока

302. Повреждение счетчика электрической энергии (повреждение, отсутствие счетчика электрической энергии) визуальный осмотр замена, установка счетчика1. ВЛ-0,4 кВ

303. Наличие в охранной зоне ВЛ древесно-кустраниковой растительности (ДКР) визуальный осмотр вырубка ДКР

304. Обрыв бандажа (обрыв проволок бандажа, крепящего стойку к приставке) визуальный осмотр замена бандажа

305. Ослабление бандажа (ослабление проволочного бандажа, хомута крепления стойки к приставке, вызвавшее проскальзывание или наклон стойки сверх нормы) визуальный осмотр подтяжка бандажа и выправка опоры

306. Коррозия бандажа (поверхностная коррозия бандажа, хомута, крепления стойки к приставке) визуальный осмотр окраска бандажа1 2 3 4

307. Ослабление крепления подкоса визуальный осмотр подтяжка крепления подкоса

308. Проседание грунта (понижение уровня грунта вследствие неудовлетворительной трамбовки, трещины в грунте, размыв грунта у основания опоры) визуальный осмотр подтрамбовка и подсыпка грунта

309. Продольный наклон опоры (отклонение верхнего конца стойки от вдоль линии превышает 0,5 м) визуальный осмотр, измерение смещения опор вдоль и перпендикулярно оси ВЛ выправка опоры

310. Поперечные наклон опоры (отклонение верхнего конца стойки от вертикальной оси поперек линии превышает 0,5 м) визуальный осмотр, измерение смещения опор вдоль и перпендикулярно оси ВЛ выправка опоры

311. Перекос траверсы (отклонение траверсы от горизонтального положения на угол свыше 15°) визуальный осмотр, измерение смещения положения траверсы выправка траверсы

312. Изгиб крюка, штыря (деформация крюка, штыря, видимая с земли) визуальный осмотр Замена крюка, штыря

313. Обрыв проволоки (обрыв одной проволоки верхнего повива, видимый с земли) визуальный осмотр Наложение бандажа

314. Отсутствие повторного заземления нулевого провода визуальный осмотр устройство повторного заземления

315. Разрушение заземляющего контура визуальный осмотр, измерение сопротивления заземляющего устройства замена заземляющего контура

316. Смещение грунта вблизи опор в результате оползня визуальный осмотр перенос опоры

317. Выход опоры из оси BJ1 визуальный осмотр перенос опоры

318. Непроектный пролет (длина промежуточного пролета не соответствует проекту, превышает расчетный) визуальный осмотр, измерение длины пролета установка дополнительной (перенос) опоры

319. Непроектное сближение (расстояние от крайнего провода при неотклоненном положении до сооружений не соответствует проекту, требованиям НТД) визуальный осмотр, измерение расстояния от проводов BJI до сооружений перенос промежуточного пролета

320. Недостаточное заглубление (заглубление опоры в грунте менее предусмотренного проектом) визуальный осмотр, измерение (выборочное) заглубления опор в грунте переустройство закрепления опоры в грунте

321. Проседание грунта (понижение уровня грунта вследствие неудовлетворительной трамбовки, трещины в грунте, размыв фунта у основания опоры) визуальный осмотр подтрамбовка и подсыпка грунта

322. Обгорание приставки (обгорание деревянной приставки в результате низового пожара, диаметр оставшейся части меньше допустимого) визуальный осмотр, определение диаметра несгоревшей здоровой древесины замена приставки

323. Оголение арматуры приставки (скол защитного слоя бетона с оголением стержней продольной арматуры свыше 1 м) визуальный осмотр, измерение длины и ширины I трещины в бетоне замена приставки1 2 3 4

324. Обгорание стойки (обгорание деревянной стойки в результате воздействия токов утечки или после низового пожара; диаметр оставшейся части меньше допустимого) визуальный осмотр, определение диаметра несгоревшей здоровой древесины замена стойки

325. Оголение арматуры стойки (скол защитного слоя с оголением стержней продольной арматуры свыше 1 м) визуальный осмотр, измерение длины и ширины трещины в бетоне замена стойки

326. Растрескивание бетона стойки (трещины раскрытием 0,5 мм и более суммарной длиной свыше 1 м) визуальный осмотр, измерение длины и ширины трещины в бетоне замена стойки

327. Прогиб стойки (изгиб железобетонной стойки, вызвавшей отклонение вершины от вертикали свыше 0,5 м) визуальный осмотр, измерение прогиба замена стойки

328. Обгорание подкоса (обгорание деревянного подкоса в результате воздействия токов утечки или низового пожара) визуальный осмотр, определение диаметра несгоревшей здоровой древесины замена подкоса1 2 3 4

329. Оголение арматуры подкоса (скол защитного слоя бетона с оголением стержней продольной арматуры длиной свыше 1 м) визуальный осмотр, измерение длины и ширины трещины в бетоне замена подкоса

330. Растрескивание бетона подкоса (трещины в бетоне железобетонного подкоса раскрытием 0,5 мм и более суммарной длиной свыше 1 м) визуальный осмотр, измерение длины и ширины трещины в бетоне замена подкоса

331. Коррозия траверсы (сквозное ржавление металлической траверсы, видимое с земли) визуальный осмотр замена траверсы

332. Прогиб траверсы (изгиб металлической траверсы, видимый с земли) визуальный осмотр замена траверсы

333. Обрыв проволок (обрыв двух проволок верхнего повива и более, вспучивание верхнего повива "фонарь", "барашек" на проводе) визуальный осмотр вырезка дефектного участка и установка ремонтной вставки

334. Провисание провода на пересечении (уменьшение расстояния по вертикали от провода до пересекаемых объектов ниже значения, регламентированного НТД) визуальный осмотр, измерение габарита проводов до земли и пересекаемых объектов перетяжка провода

335. Провисание провода над землей (уменьшение расстояния по вертикали от провода до земли ниже допустимого значения) визуальный осмотр, измерение габарита проводов до земли и пересекаемых объектов перетяжка провода

336. Коррозия провода (сплошная коррозия поверхности провода, вызвавшая уменьшение диаметра провода на 10 % и более) визуальный осмотр замена провода

337. Вытяжка провода (уменьшение диаметра провода на 10 % и более) визуальный осмотр замена провода

338. Непроектный провод (сечение или марка не соответствуют проекту или требованиям НТД) визуальный осмотр замена провода1 2 3 4

339. Дефект шлейфа (обрыв проволок шлейфа, коррозия шлейфа, недостаточная или завышенная длина шлейфа) визуальный осмотр замена шлейфа

340. Повреждение изоляционного покрытия защищенного провода визуальный осмотр восстановление покрытия

341. Обрыв заземляющего спуска визуальный осмотр, измерение сопротивления заземляющего устройства замена спуска

342. Сопротивление заземления выше нормы измерение сопротивления заземляющего устройства монтаж дополнительного заземления

343. Разрушение контура заземления визуальный осмотр, измерение сопротивления заземляющего устройства замена контура

344. Нарушение контакта заземления (отсутствие контакта между заземляющим спуском и арматурой опоры, контуром заземления) визуальный осмотр, измерение сопротивления заземляющего устройства восстановление контакта

345. Скол изолятора разъединителя (скол поверхности изолятора разъединителя площадью свыше 1 см2) визуальный осмотр замена изолятора

346. Непроектный изолятор разъединителя (изолятор не соответствует требованиям НТД) визуальный осмотр замена изолятора1. Т1Ы0(6)/0,4 кВ

347. Повреждение площадки трансформатора (повреждение, ослабление, отсутствие узла крепления площадки трансформатора) визуальный осмотр замена узла крепления

348. Оголение арматуры приставки строительной части (скол защитного слоя бетона с оголением стержней продольной арматуры приставки свыше 1 м) визуальный осмотр, измерение длины и ширины трещины в бетоне замена приставки

349. Растрескивание бетона приставки строительной части (трещины в бетоне приставки раскрытием 0,5 мм и более суммарной длиной свыше 1 м) визуальный осмотр, измерение длины и ширины трещины в бетоне замена приставки

350. Оголение арматуры стойки строительной части (скол защитного слоя бетона с оголением стержней продольной арматуры свыше 1 м) визуальный осмотр, измерение длины и ширины трещины в бетоне замена стойки1 2 3 4

351. Растрескивание бетона стойки строительной части (трещины в бетоне железобетонной стойки раскрытием 0,5 мм и более суммарной длиной свыше 1 м) визуальный осмотр, измерение длины и ширины трещины в бетоне замена стойки

352. Прогиб стойки строительной части (изгиб железобетонной стойки, вызвавший отклонение строительной части от вертикали свыше 5°) визуальный осмотр, измерение прогиба замена стойки

353. Сквозная коррозия корпуса КТП визуальный осмотр замена корпуса

354. Сквозная коррозия траверсы визуальный осмотр замена траверсы

355. Прогиб металлической траверсы визуальный осмотр замена траверсы

356. Повреждение шлейфа (обрыв проволок, коррозия, применение непроектного провода; недостаточная или завышенная длина шлейфа 6-20 кВ) визуальный осмотр замена шлейфа

357. Повреждение уплотнения проходного изолятора визуальный осмотр, измерение сопротивления изоляции замена уплотнения изолятора

358. Скол изолятора разъединителя (сколы на поверхности изолятора суммарной площадью свыше 1 см2) визуальный осмотр замена изолятора разъединителя

359. Загрязнение изолятора разъединителя (загрязнение поверхности изолятора, видимое с земли) визуальный осмотр чистка, замена изолятора

360. Перекос разрядника (разрегулирование разрядника в РУ 6-20 кВ, видимое с земли) визуальный осмотр регулирование разрядника

361. Срок службы трансформатора более 25 лет, нагрузка превышает допустимую Определение срока службы трансформатора, измерение нагрузки, регламентированные испытания замена трансформатора

362. Повреждение ввода 6-20 кВ визуальный осмотр, измерение сопротивления изоляции замена ввода

363. Повреждение ввода 0,4 кВ визуальный осмотр, измерение сопротивления изоляции замена ввода

364. Загрязнение корпуса трансформатора визуальный осмотр чистка корпуса1 2 3 4

365. Повышенный шум трансформатора Осмотр, определение уровня шума трансформатора, регламентированные испытания замена трансформатора

366. Перегрев контактов (потемнение контактов в РУ 0,4 кВ) визуальный осмотр замена контактов

367. Повреждение рубильника визуальный осмотр, измерение сопротивления изоляции замена рубильника22 ' Сопротивление заземления выше нормы измерение сопротивления заземляющего устройства монтаж дополнительного заземления

368. Разрушение контура заземления визуальный осмотр, измерение сопротивления заземляющего устройства замена контура заземления1. ВЛ-0,4 кВ

369. Выход опоры из оси ВЛ визуальный осмотр перенос опоры

370. Непроектный пролет (длина промежуточного пролета не соответствует проекту, превышает расчетный) визуальный осмотр, измерение длины пролета установка дополнительной опоры, перенос опоры

371. Непроектное сближение (расстояние от крайнего провода при неотклоненном положении до сооружений не соответствует проекту, требованиям НТД) визуальный осмотр, измерение расстояния от проводов ВЛ до сооружений перенос опор промежуточного пролета

372. Недостаточное заглубление (заглубление опоры в грунте менее предусмотренного проектом) визуальный осмотр, измерение (выборочное) заглубления опор в грунте переустройство закрепления опоры в грунте

373. Ослабление крюка (штыря) визуальный осмотр закрепление крюка

374. Повреждение оттяжки визуальный осмотр ремонт, замена оттяжки

375. Оголение арматуры приставки (скол защитного слоя бетона с оголением стержней продольной арматуры свыше 1 м) визуальныи осмотр, измерение длины и ширины трещины в бетоне замена приставки

376. Растрескивание бетона приставки (трещины в бетоне железобетонной приставки раскрытием 0,5 мм и более суммарной длиной свыше 1 м) визуальный осмотр, измерение длины и ширины трещины в бетоне замена приставки

377. Оголение арматуры стойки (скол защитного слоя с оголением стержней продольной арматуры свыше 1 м) визуальный осмотр, измерение длины и ширины трещины в бетоне замена стойки

378. Растрескивание бетона стойки (трещины раскрытием 0,5 см и более суммарной длиной свыше 1 м) визуальный осмотр, измерение длины и ширины трещины в бетоне замена стойки

379. Прогиб стойки (изгиб железобетонной стойки, вызвавшей отклонение вершины от вертикали свыше 0,5 м) визуальный осмотр, измерение прогиба замена стойки

380. Оголение арматуры подкоса (скол защитного слоя бетона с оголением стержней продольной арматуры длиной свыше 1 м) визуальный осмотр, измерение длины и ширины трещины в бетоне замена подкоса

381. Растрескивание бетона подкоса (трещины в бетоне железобетонного подкоса раскрытием 0,5 мм и более суммарной длиной свыше 1 м) визуальный осмотр, измерение длины и ширины трещины в бетоне замена подкоса1 2 3 4

382. Коррозия траверсы (сквозное ржавление металлической траверсы, видимое с земли) визуальный осмотр замена траверсы

383. Прогиб траверсы (изгиб металлической траверсы, видимый с земли) визуальный осмотр замена траверсы

384. Обрыв проволок (обрыв двух проволок верхнего повива и более, вспучивание верхнего повива "фонарь", "барашек" на проводе) визуальный осмотр вырезка дефектного участка и установка ремонтной вставки

385. Соединение провода скруткой визуальный осмотр установка соединителя

386. Провисание провода на пересечении (расстояния по вертикали от провода до пересекаемых объектов ниже значения, регламентированного НТД) визуальный осмотр, измерение габарита проводов до земли и пересекаемых объектов перетяжка провода

387. Провисание провода над землей (уменьшение расстояния по вертикали от провода до земли ниже допустимого значения) визуальный осмотр, измерение габарита проводов до земли и пересекаемых объектов перетяжка провода

388. Коррозия провода (сплошная коррозия поверхности провода, вызвавшая уменьшение диаметра провода на 10 % и более) визуальный осмотр замена провода

389. Вытяжка провода (уменьшение диаметра провода на 10 % и более) визуальный осмотр замена провода

390. Непроектный провод (сечение или марка не соответствуют проекту или требованиям ПТД) визуальный осмотр замена провода

391. Дефект шлейфа (обрыв проволок шлейфа, коррозия шлейфа, недостаточная или завышенная длина шлейфа) визуальный осмотр замена шлейфа

392. Повреждение изоляционного покрытия СИП или арматуры, не вызывающее перекрытия изоляции визуальный осмотр восстановление изоляционного покрытия1 2 3 4

393. Дефект ответвления (повреждение провода, контакта, недопустимое провисание ответвления от BJ1 к вводу в здание) визуальный осмотр замена ответвления

394. Непроектное ответвление (ответвление выполнено проводом, не соответствующим проекту или требованиям ПУЭ) визуальный осмотр замена ответвления

395. Обрыв заземляющего спуска визуальный осмотр, измерение сопротивления заземляющего устройства замена спуска

396. Сопротивление заземления выше нормы измерение сопротивления заземляющего устройства монтаж дополнительного заземления

397. Чернышев В.М. мастер мастерского участка №1 Семеновского РЭС ПО «ЙЭС» (руководитель экспертной группы) 1,0

398. Егошин Ю. Ю. начальник службы РЭС ПО «ЙЭС» 1,0

399. Водолагин В.Г. начальник Семеновского РЭС ПО «ЙЭС» 1,0

400. Кропачев А.А. мастер мастерского участка №2 Семеновского РЭС ПО «ЙЭС» 1,0

401. Отмахов В.А. электромонтер Семеновского РЭС ПО «ЙЭС» (производитель работ) 0,6

402. Кедров С.А. электромонтер Семеновского РЭС ПО «ЙЭС» (производитель работ) 0.6

403. Иванов С.А. мастер мастерского участка №5 Семеновского РЭС ПО «ЙЭС» 0,8

404. Матвеев Е.А. начальник Моркииского РЭС ПО «ЙЭС» 1,0

405. Квардаков В. А. начальник Звениговского РЭС ПО «ЙЭС» 1,0

406. Васильев А.И. главный инженер Советского РЭС ПО «ЙЭС» 1,0

407. Чепаков Л.А. главный инженер Волжского РЭС ПО «ЙЭС» 1,0

408. Краев А.А. главный инженер Оршанского РЭС ПО «ЙЭС» 1,0

409. Зенчев И.В. заместитель начальника ДС филиала «Мариэнерго» 1,0

410. Якименко А.А. начальник СИГ ПО «ЙЭС» 0,7

411. Ведерников А.В. старший инспектор отдела государственного энергетического надзора Управления по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по РМЭ 0,7

412. Харитонов И. Г. мастер мастерского участка №3 Семеновского РЭС ПО «ЙЭС» (руководитель экспертной группы) 1,0

413. Егошин Ю. Ю. начальник службы РЭС ПО «ЙЭС» 1,0

414. Силантьев Э. В. главный инженер Семеновского РЭС ПО «ЙЭС» 0,7

415. Максимов М.А. мастер мастерского участка №4 Семеновского РЭС ПО «ЙЭС» 0,7

416. Яковлев А.А. электромонтер Семеновского РЭС ПО «ЙЭС» (производитель работ) 0,6б Шарапов А.И. электромонтер Семеновского РЭС ПО «ЙЭС» (производитель работ) 0,6

417. Смоленцева С.В. инженер службы РЭСПО «ЙЭС» 0,7

418. Желонкин A.M. начальник Советского РЭС ПО «ЙЭС» 1,0

419. Столбов Н.А. начальник Оршанского РЭС ПО «ЙЭС» 1,0

420. Мукминов К.К. главный инженер Волжского РЭС ПО «ЙЭС» 1,0

421. Алексеев А.В. главный инженер Моркинского РЭС ПО «ЙЭС» 1,0

422. Томбачёв A.M. главный инженер Звениговского РЭС ПО «ЙЭС» 0,8

423. Белоусов А.С. начальник Иошкар-Олинской группы ПС ПО «ЙЭС» 1,0

424. Пакин Д.Н. заместитель начальника СИГ ПО «ЙЭС» 0,7

425. Иванов Ю.В. старший инспектор отдела государственного энергетического надзора Управления по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по РМЭ 0,7

426. Бобиренко М.А. инспектор отдела государственного энергетического надзора Управления по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по РМЭ 0,7ь