открытости предполагаемых к внедрению ГИС, возможностей привязки к ним и графиче- ским базам данных уже имеющегося в ПЭС технологического программного обеспечения и существующих баз данных по оборудованию электриче- ских сетей;

перспектив развития предполагаемых к внедрению ГИС, опыта их применения в инженерных коммуникациях и электрических сетях, в частности; квалификации персонала и надежности фирмразработчиков программного обеспечения ГИС, их известности и объемов внедрения на россий-

ских и зарубежных рынках.

Результаты анализа перечисленных и других факторов должны найти отражение в соответствующем технико-экономическом обосновании и ТЗ на внедрение ГИС.

4.На основании ТЭО и ТЗ должен быть разработан технический проект на создание и развитие графической и тематической баз данных и внедрение ГИС для решения технологических задач. При этом наиболее целесообразным является поэтапный процесс внедрения ГИС-технологий: от ин- формационно-справочных задач к расчетно-анали- тическим, от расчетно-аналитических к оператив- но-управленческим с последующим их комплексным решением.

5.Разработка ТЭО, ТЗ и технического проекта должна выполняться с привлечением компетентных организаций, имеющих опыт внедрения ГИСтехнологий в инженерных сетях, а также организаций – разработчиков технологического программного обеспечения для АСУ электрических сетей

ñобязательным участием персонала служб и отделов энергокомпании.

6.Практическая реализация технического проекта в части создания цифровых карт необходи-

мых масштабов должна осуществляться организациями, имеющими лицензии Роскартографии РФ

èÔÑÁ.

7.Внедрение в эксплуатацию ГИС-технологий

должно быть оформлено соответствующими приказами, должностными инструкциями и правилами, регламентирующими организацию, защиту и порядок редактирования баз данных, доступа к ним с учетом секретности и т.д.

8. Эффективность внедрения и использования ГИС-технологий в АСУ электрических сетей решающим образом зависит от степени заинтересованности и участия первых руководителей энергокомпаний в этом внедрении, особенно на стадиях ТЭО и ТЗ, от эффективности контроля и управления эксплуатацией средств АСУ и ГИС.

Список литературы

1.Медведев Е. ГИС – применить и выиграть. На стыке географии и информационных технологий. – Мир связи, 1998, ¹ 7 – 8.

2.Коновалова Н. В., Капралов Е. Г. Введение в ГИС. Учебное пособие. М.: ООО “Библион”, 1997.

3.Королев Ю. К. Общая геоинформатика. Ч.1. Теоретиче- ская геоинформатика. Вып. 1. М.: ООО СП “Дата+”, 1998.

4.Arñ Rewiew, 1997, ¹ 2, 3; 1998, ¹ 4(7).

5.Нормативно-правовая база, программно-аппаратное обеспечение, пространственные данные и услуги на рынке геоинформации России: ежегодный обзор. М.: ГИС – Ассоциация, 2000, вып. 5.

6.Инженерные коммуникации и геоинформационные системы (ГИС). Материалы первого учебно-практического семинара. М.: ГИС – Ассоциация, 1997.

7.GIS Powers European Utility Companies. – Utility Automation Europe, 1998, Vol. 1, ¹ 1.

сети метеостанций за скоростью ветра, гололедноизморозевыми явлениями.

Инструментальные наблюдения за гололедом проводятся с 1951 г. на стандартном гололедном станке. Наблюдения за ветром производятся по флюгеру или по анеморумбометру. При проведении измерений интервал осреднения скоростей ветра по флюгеру составляет 2 мин, а по анеморумбометру – 10 мин.

Для удобств проектирования, начиная с самых первых изданий “Правил устройства электроустановок” (ПУЭ), принято выделение районов по ветру и гололеду. Так, в первом (1950 г.) и втором (1959 г.) изданиях ПУЭ было принято деление территории СССР на пять районов по ветру и четыре района по гололеду с выделением особого района.

Первые карты районирования территории

СССР для СНиП (5-летняя повторяемость) были составлены в начале 50-х годов. Начиная с третьего издания, карты районирования территории

СССР по скоростным напорам ветра и по толщине стенки гололеда приводятся в ПУЭ.

В ПУЭ-3 (1964 г.) и ПУЭ-4 (1965 г.) заложено 7 ветровых районов и для значений скоростного напора ветра и толщины стенки гололеда приняты следующие периоды повторяемости (вероятности непревышения климатических условий): 1 раз в 5 лет (0,8) – для ВЛ 35 кВ и ниже, 1 раз в 10 лет (0,9) – для ВЛ 110 – 330 кВ и 1 раз в 15 лет (0,93) – для ВЛ напряжением 500 кВ.

Приказом Минэнерго с 1970 г. повторяемость климатических условий 1 раз в 10 лет (вероятность непревышения климатических условий 0,9) принята и для расчета климатических нагрузок на ВЛ 6 – 35 кВ.

С 1970 по 2003 г. требования к учету климати- ческих нагрузок при проектировании ВЛ 3 – 500 кВ практически не изменялись.

При развитии сетей 750 кВ для повышения их надежности приказом Минэнерго СССР от 1 VIII 1988 г. ¹ 376 было принято решение об определении ветровых, гололедных и гололедно-ветровых нагрузок на опоры ВЛ 750 кВ с повторяемостью 1 раз в 25 лет.

Согласно приказу Минэнерго России ¹ 187 от 20 V 2003 г. с 1 октября 2003 г. введены в действие глава 2.5 “Правил устройства электроустановок” (ПУЭ) 7-го издания.

В ПУЭ-7 в качестве нормативного значения принята повторяемость климатических условий 1 раз в 25 лет (вероятность непревышения климати- ческих условий 0,96). Территория РФ делится на 7 районов по ветру с выделением особого района со скоростью ветра выше 49 м с и 7 районов по гололеду с выделением особого района с толщиной стенки гололеда выше 40 мм.

Для определения климатических параметров в соответствии с требованиями математической ста-

тистики должны использоваться ряды наблюдений метеостанций продолжительностью не менее 30 лет. На сегодняшний день по метеостанциям РФ накоплены длинные ряды наблюдений, для некоторых метеостанций более 50 лет, что позволяет более достоверно определять климатические параметры.

В 1990 г. утверждены “Методические указания по расчету климатических нагрузок на ВЛ и построению региональных карт с повторяемостью 1 раз в 25 лет” [3].

Для определения расчетных скоростей ветра по каждой конкретной метеостанции должны использоваться ряды максимальных месячных или годовых скоростей ветра. Данные должны быть приведены к однородному виду – к скоростям ветра с 10-минутным интервалом осреднения, приведенным к условиям непрерывности наблюдений.

За расчетный параметр гололедной нагрузки принимается эквивалентная толщина стенки гололеда цилиндрической формы, приведенная к плотности 0,9 г см3, на условной ВЛ (ВЛ с диаметром провода 10 мм, подвешенным на высоте 10 м над уровнем земли). При расчетах выбирается наибольшее за год значение гололедного отложения. При этом учитывается закрытость и ориентация гололедного станка по отношению к гололедонесущему потоку.

Ветровая нагрузка при гололеде по ПУЭ-7 определяется на основании фактических сочетаний гололедно-изморозевых отложений и скорости ветра при этих отложениях. Отметим, что согласно ПУЭ-6 ветровая нагрузка при гололеде определялась по нормативной толщине стенки гололеда и четвертой части максимального скоростного напора (0,25W).

Для определения климатических параметров с заданной повторяемостью по данным наблюдений метеостанций строятся эмпирические кривые распределения в билогарифмическом масштабе. В ка- честве теоретической функции для аппроксимации эмпирических кривых распределения используется второе предельное распределение (распределение Фишера – Типпетта):

где и – параметры распределения, отражающие климатические особенности рассматриваемого района; F (x ) – вероятность непревышения заданной величины x (скорость ветра, толщина стенки гололеда и др.).

Второе предельное распределение рекомендовано и Методическими указаниями [3] для определения климатических нагрузок с повторяемостью 1 раз в 25 лет.

По построенным теоретическим кривым распределения для метеостанции определяются кли-

матические параметры (скорость ветра, толщина стенки гололеда), имеющие вероятность непревышения 0,96 (повторяемость 1 раз в 25 лет).

На основании полученных климатических параметров производится районирование территории по климатическим условиям. Районирование территории (в том числе территории прохождения ВЛ) производится на основе типизации рельефа. Выделяются макро-, мезо- и микроформы рельефа. Для каждой формы рельефа строится зависимость значения рассматриваемого климатического параметра от высоты местности.

Нормативные климатические нагрузки на ВЛ определяются по климатическим параметрам с учетом диаметра провода, высоты подвеса провода (нагрузка на провода), с учетом центра тяжести проводов, тросов и средних точек зон конструкций опор ВЛ (нагрузка на опоры).

Расчетные климатические нагрузки определяются по нормативным климатическим нагрузкам. Согласно ПУЭ-6 расчетные климатические нагрузки определялись путем введения коэффициента перегрузки n, а по ПУЭ-7 определяются путем введения коэффициентов: по ответственности nw, по надежности f, регионального p и по условиям работы d.

ВНИИЭ было проведено сопоставление рас- четных нагрузок, полученных для ряда метеостанций в соответствии с требованиями ПУЭ-6 и ПУЭ- 7. В òàáë. 1 приведены периоды повторяемости расчетных нагрузок (гололедных, ветровых и ветровых при гололеде) и соответствующие им вероятности их непревышения за любой год.

Для одних и тех же значений периодов повторяемости нормативных нагрузок периоды повторяемости расчетных нагрузок оказались различ- ными. Это связано с различием в параметрах распределений ( , ) интегральных кривых климати- ческих условий для разных метеостанций.

За счет введения ряда соответствующих коэффициентов к нормативным нагрузкам повышается вероятность непревышения полученных расчетных нагрузок.

Как видно из данных òàáë. 1, вероятность непревышения расчетных нагрузок, определенных

по ПУЭ-7, выше вероятности непревышения соответствующих расчетных нагрузок по ПУЭ-6.

Расчетные гололедные нагрузки по ПУЭ-6 могут наблюдаться 1 раз за 46 лет, а для того же района по ПУЭ-7 – 1 раз за 77 лет. При этом вероятность непревышения расчетной гололедной нагрузки за любой год равна 0,978 по ПУЭ-6 и 0,987 по ПУЭ-7.

Вероятность непревышения расчетных ветровых нагрузок за любой год равна 0,958 по ПУЭ-6 и 0,977 по ПУЭ-7.

Вероятность непревышения расчетных ветровых нагрузок при гололеде за любой год равна 0,970 по ПУЭ-6 и 0,978 по ПУЭ-7.

Отсюда видно, что использование при проектировании рекомендаций ПУЭ-7 позволяет изна- чально повысить надежность проектируемых ВЛ.

Был рассмотрен ряд актов технологических нарушений в работе электрических сетей. Проведена оценка климатических нагрузок (ветровой, гололедной и ветровой при гололеде), имевших место при авариях, произошедших в декабре 2001 г. в Сочинских электрических сетях на ВЛ 110 кВ Туапсе – Гойтх, Небуг – Ольгинка, Лермонтово – Джубга, ВЛ 220 кВ Центральная – Шепси, а также при авариях, произошедших в январе 2004 г. в сетях Волгоградэнерго, на ВЛ 500 кВ. Такие нарушения сопровождаются большими объемами разрушений и большим временем восстановления ВЛ (от 5 до 10 сут.). Полученные оценки климатиче- ских нагрузок были сопоставлены с расчетными нагрузками, определенными по требованиям ПУЭ-6 и ПУЭ-7.

Анализ показал, что гололедные и ветровые нагрузки при гололеде во время аварии значительно превышают проектную нагрузку по ПУЭ-6. В то же время эти нагрузки сопоставимы, а в ряде случаев ниже расчетных нагрузок, определенных по ПУЭ-7. Таким образом, нагрузки, зафиксированные в актах технологических нарушений для указанных линий, не привели бы к авариям при условии проектирования этих линий в соответствии с ПУЭ-7.

В практике проведения климатологических исследований широкое применение находят следующие теоретические законы распределения, исполь-

зуемые для аппроксимации эмпирических функций распределения экстремальных значений метеорологических величин:

I предельное распределение Гумбеля

F( x ) e e (x ) ;

II предельное распределение (Фишера – Типпетта)

III предельное распределение (Вейбула)

в практике гидрологических расчетов также широко применяется биноминальная кривая распределения [4]

ãäå , , , a, b, c – параметры распределений. Было проведено сопоставление теоретических

кривых I, II, III и биноминального распределений с эмпирическими кривыми, полученными по обработке данных наблюдений 143 метеостанций по ветру и 46 метеостанций по гололеду за 25 – 55 лет.

Наибольшая сходимость эмпирических кривых распределения климатических величин с четырьмя теоретическими наблюдается при значениях вероятности непревышения 0,8 – 0,96. При значе- ниях вероятности больше 0,96 (повторяемость 1 раз в 25 лет и выше) во взаимном расположении интегральных кривых наблюдается значительная разница. Так, при вероятности 0,998 разница в зна- чениях скоростей ветра по четырем теоретиче- ским распределениям достигает 48% между крайними значениями.

Функция II предельного распределения в области больших вероятностей (0,98 – 0,998) значительно завышает климатические величины, а III предельного распределения Вейбулла напротив их занижает [5].

Согласно проведенному анализу и [6] ряды климатических величин хорошо аппроксимируются I предельным распределением Гумбеля.

Таким образом, при аппроксимации эмпириче- ских кривых распределения для вероятностей 0,96 и выше необходимо использовать I предельное распределение, являющееся самым простым и достаточно надежно определяющим климатические параметры.

Для повышения достоверности определения расчетных климатических нагрузок необходимо

учитывать опыт эксплуатации действующих линий электропередачи.

ВНИИЭ предложен метод учета опыта эксплуатации, позволяющий определить значения климатических параметров с заданной повторяемостью на основании актов технологических нарушений.

Этот метод опирается на использование размеров отложений (больший диаметр отложения à и меньший диаметр c), максимальных значений толщин стенок гололеда bÂË из актов технологиче- ских нарушений, скоростей ветра по данным ближайших метеостанций на момент аварии и коэффициента вариации толщины стенки гололеда c для данного района.

Íà рисунке нанесены значения коэффициента вариации c и отношения средней толщины стенки

гололеда к максимальной bý bìàêñ, определенной

по данным наблюдений ряда метеостанций РФ. Для полученного множества точек построены верхняя и нижняя огибающие (пунктирные линии) и усредненная зависимость коэффициента вариации c от отношения bý bìàêñ .

Далее приведены значения коэффициента вариации c и отношения bý bìàêñ для территории

РФ, полученные с использованием зависимости, построенной на рисунке.

По коэффициенту вариации c , принимаемому по результатам наблюдений ближайших метеостанций, на основании приведенных данных определяется значение отношения k = bý bìàêñ.

Используя максимальную толщину стенки гололеда за период эксплуатации данной ВЛ bÂË, полученную по актам технологических нарушений, и найденное отношение k, можно определить для ВЛ среднее знàчение максимальной толщины стенки гололеда bÂË = bÂËk.

Используя первое предельное распределение, можно определить толщину стенки гололеда с любой вероятностью ее непревышения (с любым периодом повторяемости) по полученной средней максимальной толщине стенки гололеда bÂË è êî-

эффициенту вариации c для данного района. Рассмотрим вопрос надежности принятых рас-

четных нагрузок с учетом возможного срока службы линии.

P = pn = (1 – 1 T )n.

Степень риска принятых расчетных нагрузок R – вероятность того, что нагрузка будет больше заданной величины, хотя бы раз за n лет, определяется как

R = 1 – P = 1 – (1 – 1 T )n.

Для ВЛ при сроке службы n, равной 40 и 50 годам, степень риска R и надежность P принятых расчетных нагрузок для требуемой вероятности (повторяемости) представлены в òàáë. 2.

Как видно из данных òàáë. 2, с увеличением периода повторяемости климатических нагрузок уменьшается вероятность появления нагрузок, превышающих заданные величины, т.е. уменьшается степень риска.

P = (1 – 1 46)40 = (0,978)40 = 0,41.

При этом степень риска принятых расчетных гололедных нагрузок за срок службы 40 лет R = 1 – 0,41 = 0,59.

Таким образом, если принимать за расчетную гололедную нагрузку, вероятность непревышения которой составляет за год 0,978 (что соответствует периоду повторяемости расчетных нагрузок 1 раз в 46 лет), то вероятность появления принятой рас- четной нагрузки хотя бы 1 раз за срок службы ВЛ, равный 40 годам, составляет 59%.

Аналогичным образом могут быть определены надежность и степень риска гололедных нагрузок по ПУЭ-7. Как видно из òàáë. 1, средний период повторяемости расчетных гололедных нагрузок, определенный по ПУЭ-7, составляет 77 лет. Надежность принятых расчетных гололедных нагру-

Ò à á ë è ö à 2

5 * 5 $ 3$ !)

"

зок за срок службы линии, равный 40 годам, составит 0,59, а степень риска – 0,41.

Таким образом, при переходе к проектированию по ПУЭ-7 проектная надежность линии по гололедным нагрузкам повышается на 18%.

Надо обратить внимание, что даже при повторяемости выбранных расчетных нагрузок 1 раз в 500 лет вероятность того, что за срок службы линии 50 лет расчетная нагрузка все же будет превышена, составляет 10% (степень риска) (òàáë. 2), т.е. нельзя пренебречь даже теоретической вероятностью появления таких нагрузок.

Необходимо отметить, что в соответствии с рекомендациями международных организаций (СИГРЭ) линии электропередачи проектируются исходя, из вероятности непревышения климатиче- ских условий (нагрузок) – 0,98 (50 лет), 0,9933 (150 лет), 0,998 (500 лет) в зависимости от требуемой надежности ВЛ. Для ВЛ 330 кВ и выше, а в некоторых случаях и для ВЛ 110, 220 кВ рекомендована вероятность непревышения 0,9933 (150 лет) и 0,998 (500 лет).

Применяемые в настоящее время методы определения расчетных климатических нагрузок, в том числе по ПУЭ 7-го издания, основаны на использовании коэффициентов по отношению к нормативным нагрузкам. Эксплуатируемые в РФ линии электропередачи, даже при условии проектирования их на одинаковые нормативные климатиче- ские нагрузки, в разных физико-географических районах имеют различные периоды повторяемости для каждой из расчетных климатических нагрузок (ветровой, гололедной и ветровой при гололеде). Таким образом, ВЛ, рассчитанные по принятым в настоящее время методам, имеют различ- ную надежность.

Проектировать ВЛ целесообразно с учетом воздействия климатических нагрузок с одинаковой вероятностью непревышения (повторяемостью) для различных климатических характери-

стик (ветровой, гололедной и ветровой при гололеде).

Линии электропередачи должны проектироваться с требуемой надежностью в зависимости от ответственности, для этого должна быть разработана соответствующая методика.

Выводы

1.Требования к учету климатических нагрузок при проектировании ВЛ 3 – 500 кВ практически не изменялись с 1970 по 2003 г. (до введения в

действие ПУЭ-7).

2.Нормативные и соответствующие им расчетные климатические нагрузки, определенные по ПУЭ-7, выше нагрузок, определенных по ПУЭ-6.

3.Анализ ряда аварий показал, что гололедные

èветровые нагрузки при гололеде значительно превышали проектные нагрузки по ПУЭ-6. В то же время они сопоставимы, а в ряде случаев ниже расчетных нагрузок, определенных по ПУЭ-7.

4.Вероятность появления расчетной гололедной нагрузки (степень риска), определенной по ПУЭ-6, хотя бы 1 раз за срок службы ВЛ, равный 40 годам, составляет 59%, а по ПУЭ-7 – 41% (зна- чения получены для ряда регионов РФ).

5.Проектирование по ПУЭ-7 позволяет повысить проектную надежность ВЛ.

6.В соответствии с ПУЭ-6 и ПУЭ-7 для ВЛ, рассчитанных на одинаковую повторяемость (обеспеченность) нормативных нагрузок, повторяемость (обеспеченность) расчетных климатиче- ских нагрузок для ветра, гололеда и ветровых нагрузок при гололеде различна.

7.Проектировать ВЛ целесообразно на рас- четные нагрузки с одинаковой вероятностью непревышения (повторяемостью) для различных климатических характеристик.

8.Линии электропередачи должны проектироваться с заданной надежностью в зависимости от ответственности.

Список литературы

1.ÑÍèÏ 222.01.07-85*. Нагрузки и воздействия. М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1988.

2.ÃÎÑÒ 27751-88. Надежность конструкций и оснований. М.: Изд-во стандартов, 1988.

3.Методические указания по расчету климатических нагрузок на ВЛ и построению региональных карт с повторяемостью 1 раз в 25 лет. М., 1990.

4.Соколовский Д. Л. Речной сток. Л.: Гидрометеорологиче- ское изд-во, 1968.

5.Голиков Б. Ф. О законах распределения гололедных и ветровых нагрузок на воздушных линиях электропередачи. – Метеорология и гидрология, 1986, ¹ 9.

6.Климатология. Л.: Гидрометеоиздат, 1989.