Энерго Инжиниринг

Статьи и доклады

Аспекты обеспечения надежности электроснабжения в условиях рынка.
Подключение к АЧР потребителей в условиях реформирования электроэнергетики
Обзор развития методов теории надежности электроснабжения на кафедре электроэнергетики
Риски электросетевых организаций в условиях "котловой" системы тарифообразования
Расширение классов задач оценки надежности при проектировании ЭЭС
Расширение классов задач оценки надежности при проектировании ЭЭС (2)
Методика оценки надежности схем электрических соединений энергообъектов
Качество - в инжиниринге
Новых потребителей привлекла усиленная подстанция
«Энерго Инжиниринг» выполняет сложные проекты

Аспекты обеспечения надежности электроснабжения в условиях рынка .
Б.В. Папков, М.В. Шарыгин, СП. Крайнов
Нижегородский государственный технический университет им. Р.Е. Алексеева, ООО «Энерго Инжиниринг».

Исследованы некоторые проблемы надежности электроснабжения в условиях рынка при решении задач проектирования и эксплуатации. Проанализированы возможные пути повышения надежности и сделаны предложения по их реализации.

Ключевые слова: электроэнергетика, надежность, норматив, тариф, рынок, проектирование, эксплуатация.

Надежность в электроэнергетике - это комплексное свойство, определяющееся как спо-собность энергосистемы выполнять функции по производству, передаче, распределению и снабжению потребителей электрической энергией в требуемом количестве и нормированного качества путем взаимодействия генерирующих установок, электрических сетей и электро-установок потребителей. При этом должен выполняться ряд дополнительных условий, среди которых:

обеспечение договорных условий спроса на электроэнергию в любой (текущий или перспективный) момент времени;
противостояние возмущениям, вызванным отказами элементов энергосистемы, включая каскадное развитие аварий и наступление форс-мажорных обстоятельств;
по возможности быстрое и полное восстановление своих основных функций после их нарушения.

Вопреки мнению, что в рыночных условиях нормативы надежности не нужны, так как надежность становится покупаемой услугой (надежность на любую сумму), практика стран, перешедших к развитому рынку, показала, что надежность нуждается в защите от рынка. Все крупнейшие системные аварии последнего времени, произошедшие в США, Канаде, Италии, (2003 г.); в России, на подстанции Чагино (2005 г.) и Саяно-Шушенской ГЭС (2009 г.) вызваны несоответствием действующей системы поддержания надежности жизнеобеспечивающих энергообъектов и энергообъединений новым рыночным условиям. До последнего времени задача обеспечения надежности электроснабжения потребителей рассматривалась в основном применительно к верхним уровням иерархии ЕЭС и включала в себя оценку надежности параллельной работы электростанций и энергообъединений. На уровне вертикально-интегрированных энергокомпаний (региональных АО-энерго) эта задача ставилась и решалась комплексно, включая надежность топливообеспечения, производства, транспорта и отпуска потребителям тепла и электроэнергии. В рыночных условиях надежность электроснабжения потребителей должна рассматриваться как товар с соответствующей ценой. Этот товар реализуется через услуги энергетического рынка и является предметом договорных отношений между его субъектами. Разделение ответственности за надежность не только по вертикали «система или поставщик - потребитель электроэнергии», но и внутри отрасли, на этапах текущего функционирования и перспективного планирования и развития, приводит к необходимости решения новых задач управления надежностью и ущербом. Для их решения требуется введение системы мониторинга количественных оценок надежности, управления надежностью, страхования ответственности, санкций и др.

Однако до сих пор отсутствует четкие и понятные концепции управления надежностью электроснабжения, которые необходимы для создания рычагов влияния на надежность со стороны потребителей и решения вопросов, связанных с заинтересованностью энергокомпаний в повышении надежности. Федеральный Закон «Об электроэнергетике» требует установления между всеми субъектами электроэнергетического рынка экономически сбалансированных отношений на основе платы за надежность и полного восстановления убытков из-за ненадежного электроснабжения. Он устанавливает ответственность Системного оператора и энергосбытовой компании перед потребителем за надежность его электроснабжения. Однако для выполнения этих требований необходим глубокий анализ технологических особенностей и технико-экономических последствий внезапных и преднамеренных, полных и частичных ограничений в величине потребляемой мощности и (или) отключений потребителей электрической энергии в связи с нарушениями режима их электроснабжения. Фактически проблема обеспечения надежности электроснабжения лишь заявлена, но не решена до сих пор ни с теоретической, ни с практической стороны.

Вместе с тем, в странах с развитой системой рыночных отношений и осуществивших либерализацию электроэнергетики в направлении введения конкурентных рынков электроэнер-гии, в том числе США, энергообъединениях UCTE и Nordel, создается нормативно-правовая база, соответствующая новым условиям конкурентной среды. Это касается критериев и правил обеспечения надежности работы энергосистем и энергообъединений. Данная работа проводится с привлечением к обсуждению широкого крута заинтересованных сторон и еще не закончена, что указывает на сложность проблем обеспечения надежности, возникающих при либерализации и введении конкурентных рынков электроэнергии. Критерии надежности дифференцируются применительно к двум ее составляющим: балансовой и режимной.

Под балансовой надежностью энергосистемы понимается ее способность обеспечивать совокупную потребность в электрической мощности и энергии потребителей с учетом ограничений, плановых и неплановых отключений элементов энергосистемы, ограничений на поставку энергоресурсов.

Под режимной надежностью понимается ее способность противостоять внезапным возму-щениям, таким как короткие замыкания, непредвиденные потери крупных элементов энергосис-темы, каскадные отказы работоспособности и др.

В энергообъединениях западных стран критерий балансовой надежности обычно основы-вается на вычислении показателя LOLP (Loss of Load Probability), характеризующего вероят-ность потери нагрузки. Нормированное значение этого показателя принимается обычно равным одному дню в 10 лет, что определяет более высокую вероятность бездефицитной работы энерго-системы, чем это принято в России. Применяются и более простые показатели надежности в виде величины полного резерва мощности и требований к пропускной способности электрической сети, основанных на критерии N-1. Критерии режимной надежности в энергообъединениях США и европейских стран (UCTE, Nordel) основываются на критерии N-1, а в ряде случаев и N-к. Так, в США к зонам управления, в рамках которых осуществляется непрерывный контроль за обеспечением баланса генерации и потребления, предъявляется условие, согласно которому все зоны управления должны работать так, чтобы в результате наиболее серьезных одиночных возмущений не было нарушений устойчивости, неконтролируемого деления или каскадного развития аварии. При авариях с потерей двух и более элементов должны быть также обеспечены устойчивость системы, термическая устойчивость элементов при возможных перегрузках по току, недопустимость выхода напряжения за допустимые пределы, каскадное развитие аварий. Вместе с тем, допускаются контролируемые ограничения нагрузки или ограничение поставки мощности.

В этих энергообъединениях каждый оператор передающей сети (TSO) несет ответствен-ность за свою сеть. Оцениваются резервы активной и реактивной мощности, приемлемый уровень напряжения, предельная загрузка ЛЭП, границы устойчивости; осуществляется выбор систем РЗиПА и координация выбора устройств для обеспечения допустимых токов короткого замыкания; определяется политика в отношении обеспечения устойчивости и координирются меры по ее обеспечению с другими TSO; происходит обмен информацией с соседними TSO о планируемом выводе оборудования электростанций и сетей.

Подкомитеты по устойчивости энергосистем международного института IEEE создали ряд рекомендаций по снижению опасности каскадного развития системных аварий, среди которых:

стандарты надежности должны быть обязательными и проводимыми в жизнь путем значительных и действенных штрафов за их нарушение;
стандарты надежности должны периодически пересматриваться с учетом опыта больших системных аварий и развития новых технологий;
на уровне регулирующих органов должна быть ясно понята необходимость расходов и инвестиций для обеспечения системной надежности, включая инвестиции в новые технологии, а также определены пути возврата этих инвестиций через плату за пользование электрическими сетями;
на уровне регулирующих органов должно быть продолжено продвижение исследований в области надежности из фондов правительств и промышленности для того, чтобы решить про-блемы все более расширяющихся и усложняющихся энергообъединений.

В США в качестве меры нормативного и правового характера принят «Акт по элек-трической надежности 2004 года», устанавливающий обязательный характер стандартов на-дежности в объединенной энергосистеме. В Европе принят проект «Директивы в отношении мер по обеспечению надежности электроснабжения и инвестиций в инфраструктуру» (2003). Понимание того, что в электроэнергетике не все ладно с надежностью, существует и в среде российских энергетиков. В [1] констатируется: «При рыночных отношениях на первое место выдвигается получение энергокомпаниями прибыли. Нередко прибыль теперь получается в ущерб надежности».

В настоящей статье сделана попытка анализа двух аспектов обеспечения надежности электроснабжения в условиях рынка. Аспект первый: проблема схемной надежности на стадии проектирования.

Известно, что основы надежной работы энергосистем закладываются на стадии их проектирования. В этой части в России накоплен огромный опыт. В процессе формирования ЕЭС СССР была отработана иерархическая система проектирования ее развития. Но, несмотря на прогрессивные идеи, содержащиеся в Законе «Об электроэнергетике», направленные на увеличение эффективности электроснабжения потребителей, имеется целый ряд действующих нормативных документов, содержащих устаревшие нормы построения (проектирования) схем электроснабжения конечных потребителей. Поэтому заказчик, который в зависимости от особенностей технологического процесса сам устанавливает (заявляет) необходимый уровень надежности (категорию надежности электроснабжения по ПУЭ), при проектировании схемы электроснабжения может получить совершенно разный уровень надежности при формальном соблюдении требований существующих нормативных документов. При построении схем электрических сетей, предназначенных для питания конечных потребителей электроэнергии (как правило, сети напряжением 110 кВ и ниже) проектные ор-ганизации руководствуются требованиями следующих документов: инструкцией по проек-тированию городских электрических сетей (РД 34.20.185-94); методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем, 2003 г.; нормами технологического проектирования электроснабжения промышленных предприятий (НТП-94, «Тяжпромэлектро-проект»). Правила, которые можно непосредственно считать относящимися к надежности, как правило, размещены в разных разделах нормативных документов вместе с правилами рационального построения электрических сетей, а те или иные нормативы надежности представлены как в явном, так и в неявном виде. Сегодня таких рекомендаций недостаточно.

Известно, что к числу независимых источников питания относятся две секции или системы шин одной или двух электростанций и подстанций при одновременном соблюдении двух условий: 1) каждая из секций или систем шин получает питание от независимого источника; 2) секции (системы) шин не связаны между собой или имеют связь, автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы одной из секций (систем) шин. Для этих случаев подходит как схема питания ГПП предприятия по двухцепной ВЛ протяженностью 60 км присоединенной к разным системам (секциям) шин узловой подстанции, так и схема с питанием этого ГПП по двум одноцепным ВЛ протяженностью 5 км с присоединением их к системам (секциям) шин разных подстанций. Очевидно, что реальный уровень надежности (например, ожидаемое число часов простоя ГПП в год) будет различным.

В отношении электроприемников второй категории, в отличие от первой и третьей, длительность нарушения электроснабжения строго не оговаривается, хотя питание их также должно предусматриваться от двух независимых источников. Очевидно, что надежность схемы, отвечающей требованиям низшей категории, реально может оказаться выше надежности схемы, отвечающей требованиям более высокой категории, и наоборот.

Рекомендации по проектированию электрической сети также носят качественный характер и не имеют конкретных указаний по построению структуры сети в зависимости от уровня надеж-ности электроснабжения. Таким образом, при проектировании схемы электроснабжения потребителя с учетом надежности приходится полагаться больше на здравый смысл проектировщика, чем на требования нормативных документов. Представляется, что и само разделение на категории с появлением понятия «плата за надежность» становится неактуальным. Для повышения роли фактора надежности электроснабжения необходимо в действующих методических рекомендациях по проектированию развития энергосистем (MP) выделить нормативы надежности в виде самостоятельного раздела. Предложения по структуре и примерному содержанию таких нормативов приведены в [2]. Одним из основных критериев при проектировании является обеспечение возможности для потребителей получения элек-троэнергии с требуемой надежностью. Требуемый заказчиком (потребителем) уровень на-дежности может быть достигнут при соблюдении следующих условий:

схемы присоединения электростанций и подстанций к основной сети должны обеспечивать надежность питания энергоузлов и транзит мощности с учетом критерия N-1;
пропускная способность в сечениях основной электрической сети ОЭС обеспечивает покрытие максимума нагрузки после аварийного отключения любого ее элемента: линии (цепи двухцепной линии), трансформатора в нормальной схеме сети (критерий N-1);

Однако эти условия достаточно расплывчаты, неопределенны и порождают много вопросов, поскольку у большинства проектировщиков, эксплуатационников и исследователей нет однозначного понимания, что такое N и что означает «минус 1».

. Исходно предполагалось, что аварийное отключение любого элемента энергосистемы не требует применения средств противоаварийного управления. Трактовка, используемая в MP характеризует только установившиеся режимы. В соответствии с ней обсуждаемый критерий означает, что в послеаварийных режимах, сформировавшихся после отключения указанных выше элементов, за счет реализации внутрисистемных резервов мощности покрытие максимума нагрузки обеспечивается. Но в этой формулировке не говорится о допустимости автоматических и диспетчерских действий для сохранения послеаварийного режима.

Известно предложение [3] о понимании под критерием N-1 такого положения дел, при кото-ром качественное снабжение электроэнергией потребителей (за исключением потребителей с управляемой нагрузкой), а также нормальная работа электростанций (за исключением электростанций, предоставляющих системные услуги по изменению своей нагрузки) должно обеспечи-ваться при внезапном отключении одного из элементов системы. В качестве выпадающих элементов рассматриваются крупные генерирующие блоки и любые элементы единой национальной электрической сети, имеющие наибольшее влияние на надежность системы в целом. При этом не должно возникать ограничения энергопотребления, не предусмотренного договорами на предоставление системных услуг, недопустимых перегрузок оборудования электростанций, подстанций и ЛЭП, отклонений напряжения и частоты, опасных для работы генерирующего оборудования и потребителей электроэнергии, оборудования электрических сетей, нарушения устойчивости. При условии оплаты участия субъектов электроэнергетики в регулировании нагрузки средствами ПА, рассматриваемом как системная услуга, подобные отключения не считаются нарушениями электроснабжения или режимов выработки энергии на электростанциях.

На основании изложенного представляется целесообразным:

не отходя от общепринятого понимания критерия N-1 принять иные обозначения, например, для варианта MP - «N-1, У», что означает выполнение критерия по условиям установившихся режимов, а для варианта [3] - «N-1, А», что учитывает возможность использования ПА;
переходить к выбору схемных решений при проектировании на основе расчета минимума затрат, связанных с увеличением надежности и снижением ущерба как от недоотдуска электроэнергии, так и в связи с нарушением или срывом основного технологического процесса конечных потребителей электроэнергии.

Естественно, что реализация этих предложений возможна только при радикальном пе-ресмотре перечисленных выше нормативных документов, введении новых норм, регламен-тирующих принципы оценки количественных показателей надежности для построения на их основе оптимальных схем электроснабжения.

Аспект второй: разработка принципиальной схемы управления уровнем надежности электроснабжения.

Существующая система оценки надежности электроснабжения, используемая энерго-компаниями, не мотивирует их разрабатывать и внедрять мероприятия и оборудование, спо-собствующие повышению надежности электроснабжения потребителей [4]. Известно, что большинство отказов основного оборудования энергосистемы (субъектов рынка электро-энергии) демпфируется внутри самой системы, не доходя до потребителей. Однако даже такие отказы оказывают существенное влияние на надежность выполнения субъектами рынка своих функций. Поэтому все они должны обладать ресурсами для компенсации как собственных ущербов, так и ущербов, нанесенных другим. Из-за отсутствия экономически выгодных мотивов энергокомпании вынуждены обосновывать затраты, связанные с повышением надежности электроснабжения потребителей, что часто приводит к снижению их собственной прибыли. Поэтому наиболее эффективным путем решения проблемы надежности на сегодняшний день является экономическое стимулирование энергокомпаний в виде штрафов или дополнительных тарифов за обеспечение нормативной или договорной надежности электоснабжения потребителей. При этом очевидно, что любое увеличение уровня надежности может производиться только за счет средств потребителей электроэнергии.

Для того, чтобы уровень надежности электроснабжения соответствовал требованиям потребителей и перестал снижаться, требуется выполнение ряда условий:

простота и ясность оценки показателей надежности электроснабжения;
безусловная и неминуемая ответственность энергокомпаний за снижение уровня на-дежности потребителей;
соответствие платы за надежность ее фактическому уровню;
возможность влияния как потребителей, так и энергоснабжающей организации на надежность электроснабжения посредством платы за соответствующий ее уровень.

Реализовать первое условие можно путем разработки, утверждения и введения прогрес-сивных нормативов надежности для объектов электроэнергетики и потребителей. Эти нор-мативы могут быть представлены не в привычном виде частных и интегральных статистических показателей надежности, а в виде перечня мероприятий, реализуемых энергокомпаниями (рис. 1). Контроль за уровнем надежности в этом случае существенно упрощается. Отметим, что поскольку нормативные документы практически лишь на уровне деклараций и рекомендаций заявляют о надежности электроснабжения, предлагаемая система нормативов, на наш взгляд, может оказаться неплохим инструментом, позволяющим регулировать вопрос надежного электроснабжения потребителей [4, 5]. Если норматив надежности в натуральном выражении частично или полностью не отражает реальную структуру и (или) режим системы, то норматив надежности должен быть установлен в денежном выражении (рис. 1).

Статистические показатели: частота отказов; средняя длительность простоев; средняя длительность восстановлений; коэффициенты аварийного и планового простоя и т.д.

Перечень мероприятий: все виды ремонтов оборудования; техническая диагностика объектов; замена оборудования, отработавшего свой ресурс, и т.д.

Оценка норматива в денежном выражении:

затраты на поддержание определенного показателя надежно- сти на требуемом уровне
затраты на проведение мероприятия

Решение этой задачи связано с необходимостью оценки базового норматива надежности, который будет отражать тариф за надежность. Базовый норматив это усредненный наименьший уровень надежности электроснабжения, который удовлетворяет требования большинства потребителей. В этом случае появляется возможность оценки ее качественного уровня: низкий, средний, высокий и т.д.

Для выполнения второго условия необходимо законодательно установить четкую ответст-венность энергокомпаний за снижение уровня надежности. Невыполнение договорных или нор-мативных требований к надежности электроснабжения должно повлечь значительные штрафы. При этом возникает достаточно сложная задача контроля уровня надежности, что подразумевает огромную работу по непрерывному мониторингу уровней надежности узлов нагрузки (рис. 2).

Решение этой задачи связано с необходимостью оценки базового норматива надежно¬сти, который будет отражать тариф за надежность. Базовый норматив это усредненный наи¬меньший уровень надежности электроснабжения, который удовлетворяет требования боль¬шинства потребителей. В этом случае появляется возможность оценки ее качественного уровня: низкий, средний, высокий и т.д.

Мониторинг может осущес

твляться с помощью действенных инструментов теории ве-роятностей при управлении надежностью и рисками, уже хорошо зарекомендовавшими себя в наиболее технологически развитых отраслях (атомная энергетика). С их помощью становится возможным проводить объективную оценку надежности систем передачи электроэнергии и поиска количественных значений вкладов элементов и подсистем в повышение надежности реальной системы производства, передели и распределения электроэнергии. Вероятностно методы анализа позволяют учитывать влияние таких показателей, как: в частота отказов и длительность восстановления всех типов оборудования;

эфективность работы систем релейной защиты и автоматики;
режим работы элементов электрических станций и подстанций;
параметры послеаварийных режимов;
вероятность полного/частичного нарушения процесса производства у потребителя; экономические последствия внезапного или преднамеренного, полного или частичного погашения потребителя.

Такой анализ должен проводиться для различных режимов работы питающей потребителя электрической сети (при максимальной, средней или минимальной нагрузке) и разных режимов производительности технологических агрегатов потребителя. По его итогам выявляется и ранжируется относительная важность влияния различных элементов генерации, сети и оборудования подстанций на возможный дефицит мощности или пропускной способности сети. Далее разрабатываются рекомендации по повышению надежности с точки зрения оптимизации и планированию технического обслуживания, финансирования, внесения изменений в порядок и (или) логику проводимых после возмущающего события диспетчерских переключений, а также изменений в порядок оперативного взаимодействия между персоналом различных структур, обеспечивающих работоспособность системы.

Потребитель, по данным этого анализа, получает возможность повышения показателей надежности электроснабжения за счет эффективного управления электропотреблением и ходом технологического процесса производства. На основе предлагаемого подхода становится возможным сравнение показателей надежности объектов генерации, питающей и распреде-лительной сети до и после возможной реконструкции (модернизации) сети и выбор наиболее рационального варианта договорных условий электроснабжения. Хотя задача оптимизации расходов на повышение надежности решается в условиях определенности исходной инфор-мации, возникают сложности, связанные с ее многокритериальностью и относительно большой размерностью.

Другой, менее трудоемкий путь заключается в установлении ответственность энерго-компаний за конкретные, уже произошедшие нарушения электроснабжения потребителей (рис. 2). В этом случае виновник оплачивает фактический ущерб потребителей от нарушения электроснабжения. Однако при таком подходе должны быть установлены [6] и утверждены размеры штрафов в пользу пострадавших от нарушений электроснабжения потребителей и сроки их выплаты.

Для выполнения третьего и четвертого условий необходимо:

разработать нормативно закрепленный базовый тариф за надежность, при котором потребитель получает минимальный уровень надежности, а энергокомпания обоснованное возмещение своих затрат на поддержание этого уровня;
разработать механизм учета влияния потребителей на уровень надежности электро-снабжения; сделать потребителя активным субъектом, управляющим надежностью [6, 7].

В зависимости от варианта обеспечения ответственности энергокомпаний за надежность возможны различные способы оплаты затрат энергокомпаний на поддержание надежности электроснабжения потребителей (рис. 3). Потребитель получает надежность выше первоначального, минимального уровня при дополнительной ставке тарифа за ее повышенный уровень При страховой системе оплаты страховщиком выступает энергокомпания. Влияя на риски [8], она может значительно сократить сумму выплат по страховым случаям. Таким образом, потребитель получает требуемый, индивидуальный уровень надежности. Можно утверждать, что проблема надежности электроснабжения с течением времени будет все более и более обостряться, а ее оптимальное решение будет более сложным. Старение электроэнергетического оборудования и рост нагрузок не оставляют шансов найти простой и дешевый выход из сложившейся ситуации. Наиболее целесообразным в настоящий момент было бы создание Центра ответственности за надежность (рис. 4), например, на базе Системного оператора, который занимался бы решением этой проблемы.

1. Необходим пересмотр устаревших принципов и инструментария, регулирующих надежность электроснабжения потребителей; существующих нормативных документов; вве-дение новых норм, регламентирующих принципы оценки количественных показателей на-дежности для построения на их основе оптимальных систем электроснабжения.

2. Предложенная схема управления надежностью вносит ясность в вопросы ответст-венности субъектов электроэнергетики за надежность, установления виновника возникнове¬ния ущерба у потребителей; размеров компенсации ущерба; повысит ответственность энер-гокомпаний в вопросы обеспечения надежности; позволит сделать «прозрачными» затрать; энергокомпаний, упростит контроль за составляющими тарифа за электроэнергию, сущест¬венно повысит общеэкономическую эффективность систем электроэнергетики; потребители смогут влиять на уровень надежности; произойдет естественное деление ответственных и неответственных потребителей.

Библиографический список

1. Дьяков, А.Ф. Проблемы надежности и безопасности электроснабжения потребителей // Энер¬гетик. 2006. № 2.
2. Малкин, П.А. Нормативы надежности при перспективном проектировании развития энерго¬систем // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 57. Задачи надежности систем энергетики для субъектов отношений в энергетических рынках. - Киев: Знания Украины, 2007. С. 10-11.
3. Бондаренко, А.Ф. О трактовке критерия надежности N-l I А.Ф. Бондаренко, В.П. Герих , Электрические станции. 2005. № б.
4. Концепция обеспечения надежности в электроэнергетике. - М.: РАО «ЕЭС России», 2004.
5. Надежность систем энергетики. Сборник рекомендуемых терминов. - М.: ИАЦ Энергия.. 2007.- 192 с.
6. Панков, Б.В. Надежность и эффективность электроснабжения / Б.В. Папков; НГТУ им. Р.Е. Алексеева. - Н. Новгород, 1996. - 212 с.
7. Папков, Б.В. Вопросы рыночной электроэнергетики / Б.В. Папков, А.Л. Куликов. - Н. Новго¬род: Изд-во ВВАГС, 2005. - 282 с.
8. Папкова, М.Д. Риски субъектов электроэнергетического рынка / М.Д. Папкова, Б.В. Папков. - Н. Новгород: НГАСУ, 2007. - 65 с.

Доклад
Подключение к АЧР потребителей в условиях реформирования электроэнергетики
Папков Б.В.
Опубликовано в сб. «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики.» Вып. 59. Методические и практические проблемы либерализованных систем энергетики. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2009. С. 284 – 288.

В работах [1,2] отмечается настоятельная необходимость организации воспроизводства высококвалифицированных инженерных и научных кадров и сохранение ответственной научнотехнической седы в области электроэнергетики, а также решение задачи надежного снабжения населения и экономики электро и тепловой энергией. В условиях перехода от общественной к частной собственности любому грамотному специалисту очевидна необходимость управления процессом организации реальной созидательной, а не спекулятивной рыночной экономики.

Опыт, накопленный в СССР в течение поэтапного создания ЕЭС показывает, что управление процессами, происходящими в ней возможно только при соблюдении весьма жестких правил и создании сложнейших устройств и процедур, которые могут быть освоены только квалифицированными кадрами. Избежать возможных аварийных ситуаций удается только благодаря своевременной и надежной работе противоаварийной защиты, которая до ввода в эксплуатацию нового элемента системы настаивалась и испытывалась заблаговременно на основе предварительных исследований.

Необходимость обеспечить свободный доступ потребителей электроэнергии непосредственно к ее производителям имеет единственную цель – реструктуризаця системы выработки и распределения энергии должна привести к снижению стоимости покупаемой энергии по сравнению с прежней системой. При этом надежность работы системы должна быть повышена или, по крайней мере, сохранена. Поэтому следует определить технические условия, способные в рыночных ситуациях обеспечить снижение тарифов и надежную эффективную работу электроэнергетической системы (ЭЭС).

Резкое изменение условий функционирования разделенных и самостоятельных по управлению частей прежней системы потребовало новых аппаратных средств и профессиональных навыков управления ими, отсутствие которых и определило снижение надежности разделенной системы. Тем самым выявилась техническая неподготовленность ЭЭС воплотить в жизнь рыночные отношения.

Известно, что основным средством ликвидации тяжелых аварийных возмущений в ЭЭС, связанных с дефицитом активной мощности и сопровождающихся глубоким снижением частоты, является автоматическая частотная разгрузка (АЧР), основное назначение которой – сохранить в работе электрические станции, обеспечив безопасность ЭЭС в целом и надежное питание наиболее ответственных потребителей. Поскольку действие АЧР отражается на потребителе, основным требованием, предъявляемым к ней со стороны потребителя, является минимизация ущерба от возможных отключений. Однако существующие официальные документы по АЧР не содержат методических рекомендаций по выбору для отключения участков схемы электроснабжения потребителя и получающих питание от них объектов производственных систем.

В этой связи должны быть разработаны мероприятия по оптимизации размещения устройств АЧР на присоединениях потребителя, которые сводятся к нахождению состава отключаемых электро-приемников при различной глубине и длительности снижения нагрузки, чем обеспечивается минимум ущерба. Естественно, что данную проблему необходимо решать не только в каждом отдельном случае с учетом местных особенностей, а и в целом, то есть на уровне всей энергосистемы. Для решения поставленной задачи могут быть использованы модели, воспроизводящие реакцию производственного процесса на предполагаемое изменение нагрузки, реализуемое отключением выбранного состава участков производственной системы.

Однако общее число способов, которыми может быть осуществлено снижение нагрузки при различной глубине и длительности дефицита, достаточно велико. Поэтому на предварительном этапе целесообразно отобрать конкурентоспособные варианты, рассмотрение которых обеспечит нахождение оптимального или близкого к нему варианта. При этом необходимо руководствоваться следующими критериями [3].

1. Поскольку мощность потребителей, подключаемых к устройствам АЧР, должна превосходить значение возможного дефицита, возникающего в данной энергосистеме, отклонение фактически отключаемой нагрузки от задаваемой ЭЭС при введении графика АЧР – должно быть минимальным

, где:

– фактическое снижение нагрузки потребителя в i-м варианте;

– допустимая положительная величина рассогласования;

– множество возможных вариантов снижения нагрузки потребителем, различающихся составом погашаемых электроприемников на объектах производственной системы.

2. Максимально возможное сохранение планового или договорного выпуска продукции потребителем, оцениваемое вероятностью

, где

– ожидаемый объем недовыпуска продукции в i-м варианте снижения нагрузки;

– плановый (или договорной) объем выпуска продукции за расчетный период Т;

– длительность снижения нагрузки при дефиците мощности и действии АЧР;

– максимально возможная длительность снижения нагрузки, регламентируемая условиями технологического процесса производства потребителя;

– численное значение допустимой вероятности недовыпуска продукции.

3. Средний ущерб потребителя У при реализации графика АЧР должен быть минимальным

, где

– средний ущерб при i-м варианте снижения нагрузки. Принятие решений по управлению электропотреблением при дефицитах мощности в ЭЭС сводится, по существу, к решению следующих задач.

1. Определение минимального набора узлов нагрузки, сохранение питания которых обеспечивает работу производства хотя бы с пониженной производительностью или с изменением номенклатуры выпуска продукции на период введения регулировочных мероприятий. Постановка такой задачи вызвана стремлением сократить общее число предприятий, включаемых в графики разгрузки. Поэтому даже при относительно небольших дефицитах мощности глубина снижения нагрузки по отдельным предприятиям может быть значительной, что приводит к полному разрушению производственного процесса и многократному возрастанию экономических потерь.

2. Определение экономической эффективности мероприятий по управлению электропотреблением. Для решения этой задачи требуется найти не только набор погашаемых узлов, обеспечивающих минимум ущерба при разной глубине ограничения, но и предельно возможное отклонение от этого минимума, то есть, максимальный ущерб при самой неблагоприятной стратегии подбора отключаемых узлов нагрузки.

3. Исследование изменения величины ущерба потребителя при разных длительностях введения режимов ограниченного электропотребления. Постановка этой задачи вызвана тем обстоятельством, что внутренние резервы на предприятии ограничены и их исчерпание также может привести к резкому возрастанию ущерба.

Подход к решению поставленных задач определяется алгоритмом, состоящим из трех этапов.
1) ранжирование узлов нагрузки по величине отключаемой мощности и ущербу от их погашений;
2) составление оптимального набора узлов нагрузки, погашаемых при действии АЧР;
3) построение зависимости минимального ущерба от величины отключаемой мощности.

Этот алгоритм может рассматриваться как универсальный, однако, с обязательным учетом специфики конкретных производств. При анализе конкретной схемы электроснабжения следует учитывать, что питающие линии различных потребителей могут быть заведены под один выключатель. Из рассмотрения исключаются и присоединения, подключенные к источникам питания через разъединители. В связи с этим возникает необходимость установки АЧР не на объектах РСК, а на объектах более мелких сетевых компаний. Поэтому решение по размещению устройств АЧР и ответственность за невыполнение заданий по АЧР должны быть взаимосогласованными.

Ранжирование узлов нагрузки производится путем вычисления относительного ущерба на 1 кВт отключаемой мощности при разных длительностях нарушения нормального режима электроснабжения и выполняется на основании данных о среднегодовой электрической нагрузке отдельных участков производства с использованием результатов расчета абсолютного ущерба по ним

, где

– относительный и абсолютный ущербы от нарушений электроснабжения отключаемых АЧР участков технологической схемы производства; N – среднегодовая нагрузка, кВт;

– расчетная или заданная длительность изменения нормального режима электроснабжения.

Еще одна особенность формирования графика АЧР на промышленных предприятиях заключается в том, что средний относительный расход энергоресурсов, обесцененных при отключениях потребителя и затраченных на восстановление технологического процесса не должен превышать допустимой величины

, где

– среднее значение обесцененных энергоресурсов в относительных и именованных единицах;

– допустимое превышение расхода энергоресурсов по отношению по отношению к «сэкономленным» при введении графика АЧР. Таким образом, при составлении оптимального набора узлов нагрузки, погашаемых при введении графика АЧР, в первую очередь должны быть отключены вспомогательные объекты, не имеющие непосредственной связи с основным технологическим процессом, а также участки производства, отключение которых не приводит к ущербу предприятия и (или) дополнительному перерасходу энергоресурсов. Далее размещаются объекты основной технологии в порядке увеличения относительного ущерба. Общезаводские энергетические объекты, обеспечивающие работу или безаварийный останов технологических потоков включаются в графики АЧР при условии, что осуществляется отключение всех объектов производства, связанных с общезаводскими.

Общий вид идеальной зависимости

приведен на рис.1.

Рис.1. Идеальная зависимость ущерба от глубины ограничения при конкретной длительности введения разгрузочных мероприятий:

1. – при оценке по линейной зависимости

;

2. – при целенаправленном выборе отключаемых потребителей

;

3. – наиболее неблагоприятная стратегия подбора отключаемых узлов нагрузки

;

– суммарная величина заявленной мощности;

– величина мощности, заведенная под АЧР;

– неотключаемая мощность аварийной брони;

– возможные максимальный, средний и минимальный ущербы при отключении мощности, соответствующей ;

;

– средний экономический выигрыш от использования оптимальной стратегии выбора отключаемых присоединений;

– средняя величина возможного увеличения заданий по ограничению при условии получения средних экономических потерь. Расчеты, выполненные для предприятий машиностроения, нефтепереработки, химии показали, что величины

могут составлять до 50% среднего ущерба и

Доклад
Обзор развития методов теории надежности электроснабжения на кафедре электроэнергетики.
Папков Б.В.
Опубликовано: «Труды Нижегородского государственного технического университета» т. 66. Актуальные проблемы электроэнергетики. Н. Новгород, НГТУ. 2007. С. 7 – 13.

Приводится обзор развития методов анализа и оценки техникоэкономических показателей надежности систем электроснабжения, которые в течение длительного периода разрабатывались на кафедре электроэнергетики и электроснабжения НГТУ

Начало фундаментальным исследованиям в области надежности систем электроэнергетики у нас в стране было положено в начале 50-х годов ХХ века, хотя отдельные работы появлялись и гораздо раньше. В Горьковском политехническом институте такие работы стали проводится в после открытия профессором Ю.Л. Мукосеевым в 1961 г. специальности «Электроснабжение промышленных предприятий» и организации в 1964 г. одноименной кафедры. В этот период журнал «Промышленная энергетика» организовал широкую дискуссию по обсуждению проблем экономической оценки надежности электроснабжения, в которой принял участие доцент Л.М. Зельцбург [1]. В 1968 году старшим преподавателем кафедры электроснабжения Е.М. Червонным была защищена диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук «Оптимизация надежности электроснабжения промышленных предприятий. Методы расчета». В ней были поставлены и решены задачи исследования влияния динамики электрических нагрузок на надежность электроснабжения; нарушений электроснабжения отдельных производственных участков машиностроительных предприятий на работу всей производственной системы; разработаны инженерные методы оптимизации надежности внутриплощадочных схем электроснабжения машиностроительных предприятий массового и серийного выпуска продукции. Эта диссертация и статьи [2,3], опубликованные по ее результатам заложили основы нижегородской школы надежности систем электроэнергетики в области технико-экономической оценки последствий нарушений электроснабжения. Выпуск профессором Ю.Л. Мукосеевым в 1971г. краткого конспекта лекций для студентов-заочников «Надежность электроснабжения промышленных предприятий» объемом всего 18 стр. (1,25 п.л.) заложил основу методических изданий кафедры по проблеме надежности. В известном учебнике [4] появился уже целый раздел «Надежность электроснабжения, ущербы, резервирование».

В 1973 г. академиком Ю.Н. Руденко, директором Сибирского энергетического института СЭИ СО АН СССР (институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева (ИСЭМ РАН)) был организован постоянно действующий научный семинар «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» (МВИНБСЭ), который за время своего существования приобрел международный статус. Членом оргбюро этого семинара с момента его организации стал Е.М. Червонный, а с 1995 г. – Б.В. Папков. Поэтому практически все работы, связанные с надежностью электроэнергетических систем (ЭЭС) и систем электроснабжения (СЭС) промышленных предприятий, проводимые на кафедре, были согласованы с планами АН СССР (РАН).

На основе исследований ассистента кафедры И.В. Альтман (Ковановой), посвященных разработке методики сбора, обработки и обобщения статистической информации о надежности работы электрооборудования были установлены аналитические зависимости для расчета структурной надежности СЭС нефтеперерабатывающих заводов с учетом стратегии восстановительных работ и экономических последствий при нарушениях электроснабжения [5,6]. В 1973 г. ею была защищена кандидатская диссертация «Надежность электрооборудования систем электроснабжения промышленных предприятий (на примере нефтеперерабатывающих заводов)».

Продолжение исследований, связанных с анализом последствий нарушений электроснабжения установок НПЗ и разработкой уточненной инженерной методики определения и получения численных значений ущерба с учетом вероятностной природы исходной информации и параметров исследуемых систем нашло отражение в работах [7,8], которые стали основой диссертационной работы ассистента Б.В. Папкова «Исследование ущерба при отказах электрооборудования в системах электроснабжения нефтеперерабатывающих заводов», защищенной в 1974 г. и явившейся по существу первой диссертацией, целиком посвященной анализу ущерба от нарушений электроснабжения.

Признанием научного потенциала кафедры и уровня проводимых исследований было 17-е заседание семинара СЭИ СО АН СССР МВИНБСЭ на тему: «Анализ и синтез надежности распределительных электрических и трубопроводных сетей», проведенное в 1975 г. в г. Горьком, где сотрудниками кафедры были сделаны два доклада [9,10]. Признание отразилось и в публикациях результатов исследований в ведущих журналах [11 – 18], выступлении на международной конференции в Лейпциге (ГДР) [19], а также в успешной защите Е.М. Червонным докторской диссертации «Построение схем электроснабжения предприятий и управление их режимами, обеспечивающие эффективное использование резервов производства при нарушениях электроснабжения», которая состоялась в г. Иркутске, в СЭИ СО АН СССР в 1982 г.

Дальнейшее развитие теории надежности выразилось в разработке правил формализованного представления производственного процесса и составления экономико-математической модели анализа последствий нарушений функционирования производства при перерывах электроснабжения, определения состава факторов, оказывающих наиболее существенное влияние на величину ущерба, построении математических моделей прогнозирования ущерба [20] и составлении рекомендаций по практическому использованию разработанных моделей. Этим вопросам была посвящена диссертация инженера Т.М. Щегольковой «Разработка методов оценки последствий нарушений электроснабжения нефтеперерабатывающих предприятий», которую она защитила в 1984 г. в том же научно-исследовательском институте – СЭИ СО АН СССР.

Совершенствование методов управления режимами ЭЭС с использованием регулировочных возможностей нагрузок промышленных потребителей производилось на имитационной модели анализа поведения производственной системы, первая версия которой была разработана А.Х. Аглиулиным в диссертации «Методы и модели оперативного управления электронагрузками промышленных потребителей» (1989 г.). В ней были разработаны и упрощенные модели оценок экономических последствий, возникающих у потребителя при управлении его режимами [21].

В конце 80-х и начале 90-х годов появился ряд результатов исследований, выполненных сотрудниками кафедры и затрагивающих такие области надежности систем электроэнергетики как применение методов экспертных оценок [22],

совершенствование режимов электропотребления [23, 24, 26 – 32], информационное обеспечение регулирования электропотребления [25], особенности оценки удельных показателей ущерба [29]. В этот же период в издательстве «Наука» вышли две коллективные монографии [33, 34], составленные по результатам обсуждений проблем режимной управляемости и живучести систем энергетики на семинарах МВИНБСЭ, соавторами которых были Е.М. Червонный, Б.В. Папков, А.Х. Аглиулин.

Вопросы управления режимами электропотребления производственных систем стали настолько актуальны для повышения надежности электроснабжения, что их дальнейшее исследование было направлено на создание концептуальной модели, позволяющей учитывать реакцию производственной системы на управляющее воздействие со стороны ЭЭС [35]. Исследования и разработки математических моделей, предназначенных для формирования имитационной модели производственного процесса средних и крупных промышленных предприятий со сложной структурой технологических связей нашли свое завершение в диссертации ассистента Е.И. Татарова (1992 г.) «Регулирование режимов электропотребления промышленных предприятий. Моделирование возможных результатов управления». Технические решения, связанные с развитием и эксплуатацией больших производственных систем часто принимаются при недостатке и неопределенности исходной информации, точность которой крайне низка. В таких условиях оптимизационные расчеты или невозможны, или просто нецелесообразны. Для ЭЭС эти особенности наиболее характерны в задачах принятия решений с учетом надежности. Три наиболее крупные проблемы управления надежностью в системах энергетики, решение которых требует учета экономических аспектов, это: принятие решений по развитию ЭЭС с учетом фактора надежности; принятие решений по управлению работой ЭЭС при отказах элементов ЭЭС в процессе эксплуатации; исследование возможностей ЭЭС и потребителей при переходе к рыночным отношениям в экономике вообще и в энергетике в частности. Обобщением исследований по этой тематике явилась докторская диссертация доцента кафедры Б.В. Папкова «Исследование, разработка и совершенствоание методов обоснования решений по управлению электропотреблением в промышленных системах электроснабжения», защищенная во ВНИИЭ (г. Москва, 1994 г.). В ней были решены задачи прогнозирования возможных последствий нарушения электроснабжения с учетом характера решаемых инженерных задач и достоверности исходной информации; выработки эксплуатационных решений по управлению электропотреблением для повышения эффективности конечного использования электроэнергии и обеспечения живучести как ЭЭС, так и производственно-технологической системы потребителей; разработки методических аспектов нормирования надежности.

В 1988 г. проходило юбилейное заседание семинара МВИНБСЭ, посвященное 25-летию его работы. Материалы его отражены в коллективной монографии [36], соавторами которой были Е.М. Червонный, Б.В. Папков, Е.И. Татаров, аспирант Д.Н. Лапаев. Многолетние исследования в области надежности больших систем энергетики отражены в четырехтомном справочнике «Надежность систем энергетики и их оборудования», один из разделов второго тома которого «Ущерб от перерывов электроснабжения потребителей и регулирование режимов электропотребления» написан с участием Е.М. Червонного [37]. Переход к рынку вызвал повышенный интерес к экономическим аспектам надежности систем энергетики, чему было посвящено специальное заседание семинара МВИНБСЭ с последующим отражением результатов исследований и мнений ведущих специалистов в монографии [38] с участием Е.М. Червонного, Б.В. Папкова, М.В. Шарыгина. Продолжение исследований по анализу управления режимами электропотребления в условиях возможных дефицитов мощности и энергии с учетом перехода к рыночной экономике [39 – 42], начавшимися преобразованиями в электроэнергетической отрасли было направлено на анализ влияния тарифных систем на показатели эффективности функционирования потребителей [43]. По тематике тарифного регулирования, формированию конкурентной среды энергорынка, разработкам методических основ расчета дифференцированных тарифных ставок были защищены две кандидатские диссертации аспирантом Смирновым О.В. «Разработка системы дифференцированных тарифов для повышения эффективности региональной электроэнергетики» (2001 г.) и соискателем Ваулиной Г.А. «Разработка методов тарифного регулирования в региональной электроэнергетической системе» (2003 г.). Актуальность задач вопросов тарифной политики, связанных с надежностью электроснабжения переходного периода отражена и в монографиях [44, 45], на которые получены положительные отзывы ведущих специалистов в области электроэнергетики. Вопросами, связанными с особенностями расчета тарифа на услуги транспорта электроэнергии по сетям промышленных предприятий, прогнозирования последствий реформирования договорных отношений в региональной электроэнергетике, анализом особенностей промышленных электрических сетей в задачах тарифообразования продолжает заниматься аспирант Ю.И. Дмитриева.

Детальная проработка методических вопросов рационального управления нагрузкой потребителей для ликвидации дефицита электрической мощности, разработки критериев множества допустимых вариантов регулирования электропотребления в аварийных режимах чрезвычайно важны в условиях переходного периода к рыночным отношениям и возросшей вероятности крупных системных аварий. Разработке этих задач была посвящена успешно защищенная в 2005 г. диссертация аспиранта М.В. Шарыгина «Разработка и совершенствование методов управления нагрузкой для ликвидации аварийных ситуаций в электроэнергетической системе».

В связи с изменением условий функционирования и развития систем энергетики (либерализация экономики, появление рынков) изменились подходы к исследованию и обеспечению надежности, что должно было найти отражение в терминологии. Для решения терминологических вопросов решением семинара МВИНБСЭ в 2000 г. при ИСЭМ РАН была создана комиссия, в которую вошел Б.В. Папков. Одним из этапов этой работы является монография [46], представляющая сборник наиболее употребительных терминов в области современной электроэнергетики с включением в него основных понятий, связанных с переходом к рынку и учетом надежности ЭЭС и СЭС.

Над задачами разработки и совершенствования методических основ сбора и обработки статистической информации об эксплуатационных характеристиках оборудования ЭЭС и разработки моделей и алгоритмов управления надежностью для повышения эффективности системы эксплуатации [47,48] работал аспирант А.А. Карабанов, защитивший в 2007 г. диссертацию «Оценка надежности объектов энергетики с учетом особенностей их эксплуатации». В направлении совершенствования методов расчета схем электрических соединений РУ станций и подстанций проводит исследования соискатель С.П. Крайнов. Для привлечения большего внимания к проблеме надежности систем энергетики в рамках семинара МВИНБСЭ проведены два заседания в формате школы-семинара для молодых ученых и специалистов (1989 и 2004 г), на которых Е.М. Червонный выступил с заказным докладом «Решение задач надежности электроснабжения промышленных предприятий» [49], а Б.В. Папков – «Особенности, проблемы, возможности надежного электроснабжения» [50].

Новизна и актуальность разрабатываемой тематики, связанной с оценкой надежности ЭЭС и СЭС вызвала необходимость отражения ее в учебном процессе. Для студентов электроэнергетических специальностей выпущены: учебное пособие по математическим задачам электроснабжения [51], представляющее сборник задач, связанных в основном с вероятностными методами оценки надежности элементов и систем электроснабжения; пособие по дипломному проектированию [52], где описаны методы вычисления показателей надежности и среднегодового ущерба, наносимого предприятию отказами оборудования систем электроснабжения. Наиболее полные сведения о современных проблемах надежности и эффективности систем электроснабжения отражены в учебном пособии [53] с описанием методов классической и специальной теории надежности и учета ее при проектировании и эксплуатации. В целях эффективной подготовки магистров по направлению «Электроэнергетика» было разработано учебное пособие [54], где изложены основы формирования рыночных отношений в электроэнергетике, проанализированы существующие и перспективные тарифные системы, в том числе, тарифы, связанные с надежностью электроснабжения.

В заключение отметим, что постоянное взаимодействие кафедры с ведущими центрами исследований проблемы надежности ЭЭС и СЭС (ИСЭМ РАН, Коми научный центр УРО РАН, ЭНИН, НИИЭЭ и др.) и рядом ВУЗов (ИГЭУ, Новосибирским ГТУ, Уфимским ГАТУ, Национальным техническим университетом Украины и др.) позволяет поддерживать высокий уровень научных работ по одной из актуальных проблем современной электроэнергетики.

Опубликовано: «Труды Нижегородского государственного технического университета» т. 66. Актуальные проблемы электроэнергетики. Н. Новгород, НГТУ. 2007. С. 7 – 13.

Доклад
Риски электросетевых организаций в условиях "котловой" системы тарифообразования.
В.Ю. Вуколов, аспирант,
Б.В. Папков, д.т.н., профессор
(НГТУ им. Р.Е. Алексеева) г. Нижний Новгород
Опубликовано: Тезисы докладов международной научн.-техн. конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологии» (ХV Бенардосовские чтения), т.1, Иваново, ИГЭУ, 2009 г. С. 138 – 139.

В результате реформирования электроэнергетики возникли риски, требующие анализа, оценки и принятия оптимальных управленческих решений в целях повышения надежности и безопасности энергоснабжения потребителей.

Услуги электросетевых организаций (ЭСО) по транспорту электрической энергии оплачиваются согласно "котловому" методу. Котловые тарифы учитывают затраты на передачу энергии всех сетевых организаций и рассчитываются исходя из объемов заявленной мощности и полезного отпуска электрической энергии конечных потребителей региона. Однако количество сетевых организаций и затраты на передачу электроэнергии по их сетям могут оказаться больше, чем предусмотрено регулирующим органом. В этом случае у ЭСО возникают некомпенсированные затраты, которые будут учтены только в следующем периоде регулирования. При этом наиболее остро проявляется риск недополучения доходов.

В Нижегородской области модификация "котлового метода" представляет собой "котел сверху-вниз". Суть его в том, что платежи потребителей за оказанные им услуги по передаче электроэнергии поступают только в одну вышестоящую сетевую организацию и далее распределяются по ЭСО более низких иерархических уровней. Основным финансовым риском ЭСО любого уровня является риск неплатежей за оказанные услуги со стороны потребителей. На основе модели "котел сверху-вниз" появляются сложности с распределением тарифных поступлений между субъектами рынка, поскольку вышестоящие ЭСО будут удовлетворять в первую очередь свои потребности теми средствами, которые удастся в установленный срок получить от потребителя. Сетевым компаниям более низкого иерархического уровня придется ждать, пока клиент погасит задолженность, что может привести к отказу ЭСО от участия в "котле" и последующему банкротству. Возникает риск возникновения "бесхозяйных" электрических сетей и, соответственно, нарушения энергоснабжения потребителей.

Проведенный анализ ряда ЭСО показал, что финансовую устойчивость и минимизацию рисков ЭСО обеспечит "эффект масштаба". После слияния сетевых организаций низших иерархических уровней, появится возможность расширить спектр источников финансирования долговых обязательств компании. Кроме того, значительному снижению затрат будет способствовать централизация управленческих функций и закупочной деятельности, оптимизация кадрового потенциала компании.

Опубликовано: Тезисы докладов международной научн.-техн. конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологии» (ХV Бенардосовские чтения), т.1, Иваново, ИГЭУ, 2009 г. С. 138 – 139.

Доклад
Расширение классов задач оценки надежности при проектировании ЭЭС.
Крайнов С.П., инж.
(ООО «Энерго Инжиниринг»)
Б.В. ПАПКОВ, д.т.н., профессор
( НГТУ)

Подавляющее большинство проектных решений в электроэнергетике принимается сейчас на основе нормативных документов, позволяющих проводить лишь качественный анализ надежности. Суть его заключается в том, что отказы элементов электроэнергетической системы (ЭЭС) рассматриваются для нормального и ремонтного режимов проектируемого объекта ЭЭС, желательно с оценкой их вероятных (технико-экономических) последствий.

Переход к рыночным отношениям, либерализация систем энергетики, а также развитие теории надежности и практики управления объектами электроэнергетики вызывают необходимость совершенствования существующих, разработки и применения новых простых, но достаточно эффективных методов принятия рациональных решений при создании и дальнейшем функционировании подсистем и элементов ЭЭС.

В проблеме надежности ЭЭС обычно выделяют пять классов задач: концептуальные, информационные, нормативные, исследовательские, анализа и синтеза надежности. Значимость этих задач определяется тем, что они непосредственно связаны с выработкой решений по обеспечению надежности, принимаемых при проектировании, хотя ни одна из них не охватывает всех сторон комплексного свойства надежности и практически не может иметь однозначного решения.

В зависимости от требований к проектируемому объекту должны быть дополнительно поставлены и проанализированы задачи оперативного, краткосрочного, долгосрочного и многолетнего управления надежностью; выбора основных средств ее обеспечения (структурного, временного, информационного резервирования); обеспеченности энергоресурсами и производственными мощностями. Постановка этих задач требует количественной оценки показателей надежности функционирования ЭЭС и оборудования проектируемого объекта; информационного обеспечения задач управления электропотреблением при прохождении суточных и сезонных максимумов, а также при аварийных дефицитах мощности в ЭЭС; максимальных скоростей восстановления питания потребителей и нормального режима работы системы электроснабжения; восстановления и обеспечения безопасности.

Предложения по расширению задач оценки надежности проектируемых объектов ЭЭС позволяют не только повысить качество проектных работ, но и обеспечить их эффективную эксплуатацию в условиях рынка.

Доклад
Расширение классов задач оценки надежности при проектировании ЭЭС.
С.П. КРАЙНОВ, инженер
(ООО «Энерго Инжиниринг»)
Б.В. ПАПКОВ, д.т.н., профессор
(НГТУ)

Сегодня в условиях опережающего роста спроса на электрическую энергию и мощность по сравнению с вводом новых генерирующих мощностей и сетевого оборудования особо остро стоит проблема определения оптимальных с точки зрения экономичности и надежности решений.

Широкий спектр задач, исследуемых теорией надежности, охватывает все стороны электроэнергетики, а именно:

определение обеспеченности электростанций топливом;

определение достаточности пропускной способности межсистемных (слабых) связей;

определение оптимальных резервов генерирующей мощности;

определение надежности схем сетевых районов, распределительных устройств станций и подстанций;

оптимизация затрат на повышение надежности и снижения ущерба у потребителей от недоотпуска электроэнергии;

разработка требований и принципов управления схемой в нормальных и аварийных режимах;

выбор схем коммутации проектируемого энергообъекта;

определение требований и оценка допустимости технического обслуживания и ремонта электрооборудования проектируемых энергообъектов по плановым и аварийным заявкам;

получение достоверной информации о единичных показателях надежности нового оборудования;

расчет комплексных показателей надежности основной проектируемой структуры энергообъекта.

Переход к рыночным отношениям, либерализация систем энергетики, определяют необходимость совершенствования существующих, разработки и применения новых простых, но достаточно эффективных методов принятия рациональных решений при создании и дальнейшем функционировании ЭЭС.
В проблеме надежности ЭЭС обычно выделяют пять классов задач

К классу концептуальных задач относятся задачи определяющие направление развития теории надежности, спектр задач, решаемых теорией надежности, основные подходы к их решению.

Информационный класс задач включает в себя в основном решение вопросов обеспечения исследований надежности необходимыми данными, а также предоставления необходимой и актуальной информации при управлении надежностью в эксплуатации.

Основной проблемой при решении данного класса задач является отсутствие налаженного взаимодействия между непосредственным источником информации (эксплуатирующая организация) и лицами заинтересованными в ее получении (проектные и научно-исследовательские организации).

Класс нормативных задач призван решать вопросы нормирования показателей надежности во всех областях электроэнергетики, при этом нормативы должны иметь количественное выражение однозначно определяющие требования к надежности.

К исследовательскому классу задач принадлежат вопросы, решаемые в рамках различных исследований, при этом данные исследования сами по себе определяют дальнейшее развитие теории надежности и носят преимущественно научный характер.

Задачи анализа и синтеза надежности служат определению показателей надежности питания потребителей (анализ) и выработке (синтез) необходимых решений по обеспечению требуемого уровня надежности.

На практике применительно к стадиям жизненного цикла систем различают:

анализ надежности на стадии проектирования (прогнозирующие расчеты) решает вопросы долгосрочного и многолетнего управления надежностью;

исследования на стадии эксплуатации и испытаний (главным образом - констатирующие расчеты) решает задачи оперативного и краткосрочного управления надежностью.
Не умоляя важность второй стадии, а рамках данной работы остановимся на применении теории надежности при проектировании.
В свою очередь при проектировании необходимо решение задач надежности за счет выбора основных средств ее обеспечения:

структурного – выбор главной схемы распределительного устройства, подстанции, сетевого района;

временного – учет изменения надежностных характеристик оборудования во временном разрезе и обеспечение резервов по времени при принятии решений по управлению режимами электрических сетей;

информационного – обеспечение надежными резервируемыми источниками информации при эксплуатации.

Известно, что научные исследования всех указанных средств обеспечения надежности проводились и проводятся по сей день и имеют серьезные наработки, заслуживающие применения.
Как сегодня используются результаты научных исследований надежности при проектировании?
Начиная с выбора схем распределительных устройств и заканчивая обоснованием резервов генерирующих мощностей и пропускной способностью межсистемных связей можно сказать, что как таковая теория вероятностей при проектировании не используется.
Так, например, большинство проектных решений в отношении выбора схемы электрической сети подстанции, станции или сетевого района принимаются на основании качественного анализа надежности, в свою очередь данный анализ основывается на качественных нормативах надежности приводимых в следующих документах:

«Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35 – 750 кВ. Типовые решения»

«Общие технические требования к подстанциям 330 – 750 кВ нового поколения, 2004 г.»

Инструкция по проектированию городских электрических сетей

Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем

Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35-750 кВ. (СО 153-34.20.121-2006, г. Москва, 2006 г.);

Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. (СО 153-34.20.122-2006, г. Москва, 2006 г.);

Нормы технологического проектирования электроснабжения промышленных предприятий. (НТП-94, «Тяжпромэлектропроект», г. Москва);

Ведомственные нормы технологического проектирования тепловых электрических станций, НТП 81, Москва, 1981 г.

ПУЭ

Под качественными нормативами надежности следует понимать указания по проектированию определяющие требования, например, к схеме РУ позволяющие обеспечить необходимые требования к надежности снабжения потребителей электроэнергии.

Так «Схемы принципиальные электрические…… 2007 г.» регламентируют «Отказ любого выключателя, в РУ 35-110 кВ с секционированными сборными шинами, как правило, не должен приводить к отключению более 6 присоединений, в том числе не более 1 трансформатора…….», хотя совершенно очевидно, что подобное требование не может в каждом конкретном случае обеспечить требуемый уровень надежности, который опять же необходимо определять на основании сопоставления затрат на увеличение надежности и снижение ущерба от недоотпуска электроэнергии.
Отражение научных исследований в части надежности есть только в первом из перечисленных нормативных документов, где приводятся новые схемы распределительных устройств, которые ранее не были включены в «реестр» типовых схем и обозначено применение схем с обходной системой шин в зависимости от характеристик выключателей.
Как показала практика и этого оказалось недостаточно, переход к новым упрощенным схемам, таким как одна секционированная система шин по сравнению со схемами с обходной системой шин при наличии нерезервируемых присоединений с учетом применения выключателей имеющих большие межремонтные периоды затруднен вследствие инертности человеческого мышления.
Сейчас ведется разработка «Рекомендаций по применению типовых принципиальных электрических схем распределительных устройств подстанций 35 – 750 кВ», где даются более точные указания по применению схем. Данное обстоятельство не может не вызывать оптимизма, однако нужно помнить, что данные документы имеют статус стандарта организации ОАО «ФСК ЕЭС». В то время как нормы по станциям не пересматривались с 1981 г.
Те же проблемы есть и в области принятия решений по системообразующим сетям. Да, конечно, выполнение всех требований нормативных документов и по сей день обеспечивает высокую надежность системы электроэнергетики России, однако не секрет, что экономичность процессов производства передачи и распределения электроэнергии достаточно низка.
Данное обстоятельство вполне объяснимо тем, что сегодня, по-прежнему, для принятия решений проектные организации не проводят расчетов экономической целесообразности с учетом ущерба от ненадежности. Однако принятие решений при проектировании все же производится не только на основании нормативных документов, широкое применение получил качественный анализ надежности.
Суть качественного анализа состоит в том, что отказы элементов схем (присоединений, сборных шин или секций, выключателей) рассматриваются в нормальном и ремонтном режимах, затем анализируются последствия отказов при КЗ на данных элементах. Последствиями могут быть: отключение блока или линии, нарушение транзита, отключение автотрансформаторов или секций (систем) шин и т.д. Также анализируются последствия отключений элементов в ремонтных режимах. За ремонтный режим принимается ремонт одного из элементов схемы. Наиболее надежной схемой можно считать схему, у которой при отключении элементов будут минимальные последствия (ущерб).
Очевидно, что применение качественного анализа рационально и необходимо на первом этапе выбора схем электрической сети, для уменьшения количества вариантов схем подвергающихся количественному анализу. Для простых схем РУ подстанций и станций и даже сетевых районов зачастую достаточно только качественного анализа надежности схем. В случае затруднения принятия решения о выборе схемы сети на основании качественного анализа, необходимо определить количественные показатели надежности для вариантов рассматриваемой схемы сети. И на их основании определить вариант с минимальными приведенными затратами.
Выделим аспекты, неучет которых снижает эффективность проектных решений и соответствующие этим аспектам задачи, которые требуют решения при проектировании.

1) Количественные показатели надежности.

Необходимо определение количественных показателей надежности схем распределительных устройств с целью минимизации затрат на повышение надежности и ущерба от недоотпуска электроэнергии.
Данная задача может быть решена при следующих условиях:

наличие доступной и утвержденной методики расчета количественных показателей надежности;

утверждение критериев принятия решений при выборе схем в виде нормированных показателей надежности или минимизации приведенных затрат при увеличение надежности и снижении потерь от недоотпуска электроэнергии;

создание единой базы показателей надежности единичного оборудования.

Результат – применение более экономичных схем РУ, которые с учетом современного высоконадежного оборудования позволят обеспечить требуемый уровень надежности.

2) Сравнение стоимости оборудования с затратами на его эксплуатацию.

Необходимо определение критериев выбора оборудования для реализации схем новых, реконструируемых и расширяемых распредустройств.
Целесообразно учитывать следующее:

экономичность реализации схемы (стоимость оборудования);

совместимость с уже установленным оборудованием (при расширении и реконструкции);

экономичность эксплуатации;

стоимость отвода земли и собственно возможность отвода земельного участка необходимой площади;

степень заводской готовности.

Предполагаемый результат – минимизация приведенных затрат с учетом затрат на эксплуатацию и отвод земли.

3) Разработка «программ» отключения или ограничния потребителей для промышленных предприятий и сетевых районов, с учетом количественной оценки надежности, при дефицитах мощности в электроэнергетической системе.

Для решения данной задачи необходимо иметь информацию о величине удельного ущерба у конкретных потребителей.
Предполагаемый результат – уменьшение издержек у потребителей во время дефицита мощности за счет отключения нагрузок с наименьшим удельными показателями ущерба.
На кафедре электроэнергетики и электроснабжения НГТУ в отношении надежности проводятся соответствующие исследования.
Выбор главной схемы электрических соединений расширяемой части РУ 110 кВ электростанции.
Несмотря на однозначное требование норм о применении Схемы 1 №110-13Н «Две рабочие системы шин с обходной» предложено два альтернативных варианта схемы:

Схема 2 №110-9Н «Одна рабочая, секционированная выключателем, система шин с подключением ответственных потребителей через развилку из выключателей»;

Схема 3 – №110-9АН «Одна рабочая секционированная выключателем система шин с подключением ответственных присоединений через «полуторную» цепочку».

Сравнение схем производится по критерию минимума приведенных затрат при строительстве и эксплуатации с учетом ущерба от недоотпуска электроэнергии. Важно заметить, что указанные далее значения получены на основании предварительных расчетов.

Капиталовложения по вариантам схем составят:

Схема 1 – 100%
Схема 2 – 74%
Схема 3 – 80%

Далее с учетом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям были определены приведенные затраты по вариантам схем:

Схема 1 – 100%
Схема 2 – 96%
Схема 3 – 92%

Так в ценах первого квартала 2009 г. разница по приведенным затратам между первым и третьим вариантами составит – 35,2 млн.руб.
Таким образом, исследования показали целесообразность применения третьего варианта схемы, хотя нормативными документами такая схема к применению не рекомендуется и для реального объекта выбрана схема №110-13Н «Две рабочие системы шин с обходной».

Хотелось бы заострить внимание на том, что отсутствие в составе проектирования указанных задач, равно как и отсутствие четких механизмов выбора схем и оборудования для реализации этих схем приводит к тому, что работы по выбору схем крупных станций и подстанций проходят согласование часто более полугода. Очевидно, что этот факт сдерживает дальнейшее проектирование и строительство объекта и отрицательно сказывается на экономичности принимаемых решений.
Исследование эффективности управления надежностью при эксплуатации системы электроснабжения металлургического предприятия.
Суть исследования заключается в том, что при дефиците мощности в энергосистеме необходимо снизить мощность потребителей путём отключения части нагрузки, при этом необходимо определить очередность отключения с целью минимизации ущерба.

При реализации мер по управлению нагрузкой на промышленном предприятии необходимо выбрать отключаемые узлы в зависимости от ущерба, который возможен при внезапном прекращении электроснабжения электроприёмников, подключенных к этому узлу. Отключение нагрузок без учёта последствий может привести к тому, что ущерб будет не только средним при отключение одинаковой величины мощности, а даже равен максимальному. Задача оптимального управления энергопотреблением на предприятии заключается в отключение таких узлов ущерб, от внезапного прекращения электроснабжения которых, будет минимальным.

Необходимо отметить, что данная проблема неоднократно поднималась в докладах на семинаре метод. вопросы исследования надежности больших систем энергетики, однако отражения в практике проектирования это обстоятельство не нашло.

Тезисы доклада обубликованы в сборнике международной найчнотехнической конференции «Состояние и перспективы развития электртехнологии» (XV Бенардосовские чтения) г. Иваново 2009 г.

Доклад
Методика оценки надежности схем электрических соединений энергообъектов.
Крайнов С. П.

Выбор схем электрических соединений подстанций и сетей, как правило, производится на основании рекомендаций, приведенных в нормативных документах без количественной оценки их надежности. Кроме того, при выборе схемных решений по сетевым районам и подстанциям не учитывается появление новых видов высоконадежного электрооборудования, а соответственно возможное рациональное упрощение схем. Такое положение приводит к тому, что в ряде случаев принимаются неоптимальные, с точки зрения экономичности и надежности, решения. Поэтому актуальной остается задача разработки и совершенствования методик оценки надежности схем электрических соединений подстанций и количественных показателей надежности при сравнении различных вариантов схем.

Актуальность создания и совершенствования методик расчета надежности вызвана возникающей при выборе схем распределительных устройств неопределенностью. Нередко на основании действующих нормативных документов невозможно принять решение об окончательном выборе между несколькими рассматриваемыми вариантами.

Задача оценки показателей надежности сводится к расчету конкретных значений вероятностей безотказной работы схемы по информации об усредненных значениях параметра потока отказов для единицы оборудования и среднем времени его восстановления в течение определенного периода. Далее, по вероятности безотказной работы (вероятности отказа) того или иного элемента сети (трансформатора, генератора, линии, присоединения) определяются аналогичные показатели для схемы в целом.

Основными задачами, решаемыми при проектировании схем электрических соединений, в которых необходим учет надежности в виде ряда показателей или нормативов, являются:

• разработка требований и принципов управления схемой в нормальных и аварийных режимах;
• выбор схем коммутации проектируемого энергообъекта;
• определение требований и оценка допустимости технического обслуживания и ремонта электрооборудования проектируемых энергообъектов по плановым и аварийным заявкам;
• получение достоверной информации о единичных показателях надежности нового оборудования;
• расчет комплексных показателей надежности основной проектируемой структуры энергообъекта.

На сегодняшний день не существует универсального метода расчета надежности схем электрических соединений, хотя имеется большое число частных методов, основными из которых являются: аналитический; таблично-логический; метод, использующий теорию марковских процессов; метод дерева отказов и др. [1-3, 6].

Отличительные особенности их определяются уровнем допущений, полнотой учитываемых факторов, структурой и содержанием требуемой исходной информации. Известно, что применение их для оценки надежности одной и той же схемы приводит к результатам, порой отличающимся на порядок. Основной причиной этого является практическое отсутствие научно обоснованных рекомендаций для конкретного применения каждого из них. Следует отметить, что даже специально проведенные фундаментальные исследования [7] не привели к окончательному решению поставленной проблемы, поскольку не разрешен ряд противоречий и не устранены недостатки, затрудняющие их практическое использование, в числе их:

• существующие методы анализа надежности предполагают индивидуальный детальный анализ каждой схемы;
• разные методы предлагают разные критерии оценки надежности;
• для расчета надежности требуется разработка специальных алгоритмов и выбор индивидуальных ограничений;
• неудовлетворительная наглядность рекомендуемых схем замещения, приводит к неучету ряда влияющих на надежность факторов;
• затруднена комплексная оценка показателей надежности схемы энергообъекта (подстанции, сети, района).
В той связи предлагается использовать матричный метод оценки надежности схем распределительных устройств подстанций, который позволяет устранить большинство из выявленных недостатков. Для этого вводится следующая классификация элементов схем:

• активные – элементы, которые при повреждении смежных элементов, могут отключить участок поврежденной сети, т.е. выключатели;
• пассивные – другие элементы схемы, которые при повреждении смежных элементов, не могут локализовать повреждение;
• расчетные – элементы, для которых непосредственно определяются количественные показатели надежности;
• смежные – элементы, связанные с расчетными электрической связью.

Надежность каждого элемента сети предлагается определять двумя составляющими: собственной надежностью и надежностью элементов связанных с ним.
Влияние смежных элементов на надежность расчетного определяется схемной удаленностью их от расчетного. Надежность расчетного элемента определяется по формуле

(1)

где

– параметр потока отказов расчетного элемента;

– условная вероятность отказа активного элемента при отключении поврежденного участка сети,

;

– параметры потока отказов смежных элементов. Физический смыл выражения (1) состоит в том, что отказ смежного элемента не отделенного от расчетного выключателем приводит к отказу расчетного элемента. При отказе смежного элемента, отделенного от расчетного одним выключателем, отказ расчетного элемента произойдет при условии отказа выключателя, что в формуле (1) учитывается условной вероятностью

. Аналогично, если элемент находится за двумя выключателями от расчетного, величина

умножается на условную вероятность отказа этих двух выключателей (

), и т.д. Очевидно, что возможен учет влияния смежных элементов как угодно далеко находящихся от расчетного (

). Однако, учитывая реальные значения условных вероятностей отказов для различных типов выключателей (

) очевидно, что учет слагаемого

(смежный элемент за вторым выключателем) уже практически не даст существенного уточнения результата (

). Поэтому в расчетной схеме замещения целесообразно учитывать только те элементы, которые находятся не далее чем за одним активным от расчетного. На основании однолинейной схемы подстанции и в соответствии с принятой классификацией элементов составляется схема замещения. Опираясь на схему замещения, составляем три матрицы.

1. Матрица связей S. Прямоугольная матрица порядка MxN, где M – количество расчетных элементов, N – общее количество элементов.

Элемент

матрицы может иметь три значения.

2. Матрица времени восстановления T. Матрица того же порядка что и матрица S. В нее заносятся значения времени восстановления элементов

где

– среднее время восстановления смежного элемента сети; t – среднее время производства оперативных переключений, необходимых для локализации повреждения.

3. Матрица параметров потока отказов ?. Квадратная матрица порядка NxN, в которую по главной диагонали заносятся значения параметра потока отказов всех элементов, включенных в схему замещения. Остальные ее элементы – нули.

Наличие этих матриц позволяет путем несложных преобразований получить показатели надежности для расчетных элементов. Умножая матрицу Т на матрицу ?, получим промежуточную прямоугольную матрицу порядка MxN, элементы которой равны коэффициентам вынужденного простоя расчетных элементов при отказах элементов сети.

Умножая матрицу S на транспонированную матрицу КТ, получим результирующую матрицу коэффициентов вынужденного простоя С.

Матрица С – квадратная матрица порядка

, в которой элементы, расположенные на главной диагонали – вероятности отказа (коэффициенты вынужденного простоя) расчетных элементов в течение года; остальные элементы – вероятности отказа, определяемые влиянием элементов смежных с расчетными на надежность расчетных элементов. Операция умножения на коэффициент 1 / 8760 соответствует приведению коэффициентов вынужденного простоя расчетных элементов к промежутку времени равному одному году.

Отметим, что представление результатов расчета в вероятностной форме (вероятность отказа) часто не дает полной информации о фактической надежности элемента. При малых вероятностях отказа время восстановления может быть значительным, и тогда проектируемая схема не будет удовлетворять требованиям по бесперебойности и другим показателям надежности электроснабжения.

Поэтому в задачах реального проектирования и эксплуатации предлагается использовать комплексный показатель надежности – коэффициент вынужденного простоя, который в количественной форме наиболее наглядно отражает надежность схемы.

Пример расчета

В связи со значительным моральным и физическим износом оборудования, а также предполагаемым в перспективе 5 – 10 лет вводом в эксплуатацию новых энергообъектов, необходима реконструкция главной схемы действующей подстанции 220 кВ – ПС-1. В настоящее время от нее отходят 5 ВЛ напряжением 220 кВ (рис.1, 2).

Принимаем к рассмотрению два варианта схемы:

1. ОРУ 220 кВ по схеме «две рабочие системы шин» (2РСШ) (рис. 1),
2. ОРУ 220 кВ по схеме «одна рабочая, секционированная выключателем, система шин» (1РСШ) (рис. 2).

Рис. 1. Вариант 1 присоединения ПС-1 к энергосистеме по схеме 2РСШ

Рис. 2. Вариант 2 схемы присоединения ПС-1 к энергосистеме по схеме 1РСШ

Данная подстанция является узловой и обеспечивает выдачу мощности ТЭЦ-1 и ГЭС-1. На основании проведенных расчетов в аварийных режимах не допускается разрыв транзитов по линиям 220 кВ ГЭС-1 – ПС-1 и ПС-1 – ТЭЦ-1. Иначе говоря, отключение этих линий допустимо только на время оперативных переключений. При этих условиях и в соответствии с руководством «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35 – 750 кВ. Типовые решения, Первая редакция №278тм, г. Москва, 2007 г.» для РУ 220 кВ необходимо применить схему 2РСШ. Эта схема на первый взгляд действительно удовлетворяет требованиям надежности, т.е. при отключении одной из систем шин все присоединения в кратчайшее время могут быть переведены на другую систему шин.

Однако «Общие технические требования к подстанциям 330 – 750 кВ нового поколения, 2004 г.» в п. 2.1 рекомендуют: «электрические схемы всех напряжений ПС должны быть обоснованно упрощены с учетом применения высоконадежного оборудования. Для РУ 220 кВ и ниже в основном следует применять одинарные секционированные системы шин». Поскольку однозначный выбор схемы данной подстанции на основании указанных действующих документов сделать нельзя, возникает вопрос, насколько выше будет вероятность разрыва расчетного транзита при погашении секции шин в схеме 1РСШ по сравнению со схемой 2РСШ.

Показатели надежности трансформаторов, линий и сборных шин, характеризующие частоту отказов и время их восстановления, приняты по данным [4] одинаковыми для обоих вариантов (табл. 1). Параметр потока отказов для сборных шин учитывает отказы как непосредственно сборных шин (наброс посторонних предметов, разрушение опорной или подвесной изоляции), так и отказы при операциях с разъединителями (поломка колонок изоляторов и т.п.). Показатели надежности элегазовых выключателей приняты усредненными на основании каталожных данных различных производителей.

Элемент	Параметр потока отказов, 1/год	Среднее время восстановления, час
Трасформатор	0,03	61,3
ВЛ 220 кВ 2 цепи (на 100 км)	2	10,5
ВЛ 220 кВ 1 цепь (на 100 км)	1,7	14,0
Выключатель 110 кВ	0,01	30,7
Выключатель 220 кВ	0,015	36,8
Сборные шины (на присоединение)	0,013	5,3

Модель отказа выключателя выбрана в соответствии с [5], в которой параметр потока отказов учитывает все аварийные отключения, связанные с эксплуатацией выключателя, а все его повреждения приводят к отключению смежных выключателей – отказ в обе стороны.

Схема замещения исходной системы представлена на рис. 3.

Рис. 3. Схема замещения для расчета надежности в нормальном режиме для вариантов 1 и 2.

Расчетная схема замещения для нормального режима будет одинаковой для обоих вариантов, так как в схеме с 2 РСШ принята фиксация присоединений аналогично схеме 1 РСШ. Дальнейшие вычисления приведены для схемы 1 РСШ (Рис.2).

В качестве расчетных элементов принимаем секции (системы) шин (элементы 16, 17). Матрицы связей S, времени восстановления Т и потока отказов ? имеют вид, представленный в таблицах 2, 3, 4 соответственно.

Умножив матрицу Т на матрицу ?, получим матрицу К (табл. 5).

После умножения матрицы S на транспонированную матрицу КТ получаем матрицу С, элементы которой:

– вероятности отказа (коэффициенты вынужденного простоя) расчетных элементов в течение года;
-

– вероятности отказа, определяемые влиянием элементов схемы смежных с расчетными на надежность расчетных элементов.

Значение среднего времени производства оперативных переключений в сети 220 кВ необходимых для локализации повреждения принято

. Условная вероятность отказа выключателей принята

Дальнейшие вычисления параметров ремонтного режима производим изменяя исходную схему замещения (Рис. 3).

Рис. 4. Схема замещения для расчета ремонтного режима 1-й секции шин (элемент 17), вариант 1.

Рис. 5. Схема замещения для расчета ремонтного режима 2-й секции шин (элемент 16), вариант 1.

Для схемы 2 РСШ (Рис. 1) расчет производим аналогично, изменяя входные значения параметров надежности для элементов 16 и 17. Разные значения параметра потока отказов для элементов 16 и 17 обусловлены разным количеством присоединений в первом и втором варианте схемы.

где

- параметр потока отказов для сборных шин (на одно присоединение), 1/год;

- количество присоединений.

Для варианта 1:

Для варианта 2:

Результаты вычислений сведены в табл. 6, где коэффициенты вынужденного простоя (в числителе) представлены в относительных единицах, а в знаменателе – в %. Для удобства сравнения принимаем за 100% минимальные значения: - коэффициент вынужденного простоя Квп для 1 РСШ (Рис.2) в нормальном режиме для первой секции - 3,933.10-5 = 100%; - коэффициент вынужденного простоя Квпс для 1 РСШ (Рис.2), определяемый влиянием элементов смежных с расчетными на надежность расчетных элементов для первой секции - 1,325.10-5 = 100%.

Режим		Нормальный режим		Ремонтный режим*
		2 секция элемент 16	1 секция элемент 17	элемент 17 в ремонте	элемент 16 в ремонте
Одна рабочая, секционированная выключателем, система шин (1РСШ)
Коэффициент вынужденного простоя	Квп	3,933.10-5 100%	4,915.10-5 125%	3,748.10-5 95%	4,732.10-5 120%
Коэффициент вынужденного простоя	Квпс	1,325.10-5 100%	1,635.10-5 123%	-	-
Две рабочие системы шин (2РСШ)
		2 система элемент 16	1 система элемент 17	элемент 17 в ремонте	элемент 16 в ремонте
Коэффициент вынужденного простоя	Квп	7,084.10-5 180%	7,280.10-5 185%	7,517.10-5 191%	7,517.10-5 191%
Коэффициент вынужденного простоя	Квпс	1,942.10-5 147%	2,111.10-5 159%	-	-

*Показатель надежности приведен для оставшейся в работе секции (системы) шин

Анализ результатов расчета

Нормальный режим.

Коэффициент вынужденного простоя первой секции (системы) шин Квп (элемент 17), за счет большего количества присоединений, выше, чем в схеме с двумя рабочими системами шин (2 РСШ), так и в схеме с одной секционированной системой шин (1 РСШ).

Послеаварийный режим (отключение одной секции (системы) шин).

Коэффициент вынужденного простоя выше у схемы 2 РСШ за счет большего количества присоединений к секциям шин 8 против 4 и 5 соответственно на 1 и 2 секции у схемы 1 РСШ. Таким образом, вероятность отказа в схеме 2 РСШ выше в нормальном режиме по сравнению со схемой 1 РСШ.

В ремонтном режиме разница в показателях надежности возрастает за счет увеличения количества присоединений в схеме 2 РСШ и уменьшения - в схеме 1 РСШ.

Выводы

Схема 2 РСШ оказывается менее надежной и в нормальном, и в ремонтном режиме по сравнению с 1 РСШ. Это объясняется большим количеством присоединений к системе шин в схеме 2 РСШ.

Существенное влияние на надежность оказывает количество производимых оперативных переключений, которое, очевидно, пропорционально количеству ошибок оперативного персонала.

Преимущества предлагаемого метода заключаются в формализованном подходе к составлению схемы замещения и наложению ограничений по количеству рассматриваемых элементов; простоте создания программных продуктов; возможности рассмотрения различных режимов путем простого изменения схемы замещения; возможности расчета надежности схем с большим количеством элементов.

Литература

1) Трубицин В.И. Надежность электрической части электростанций. Издательство МЭИ, Москва, 1993 г., 112 с.
2) Синьчугов Ф.И. Расчет надежности схем электрических соединений. Москва, «Энергия», 1971г., 176 с.;
3) Ю.Н. Балаков, А.И. Васильчиков, В.М. Лавреньтев, А.Т. Шевченко, А.В. Шунтов Коммутационные узлы энергосистем / Под ред. - А.В. Шунтова, Москва, Энергоатомиздат, 1997 г., 240 с.
4) Справочник по проектированию электрических сетей / Под редакцией Д.Л.Файбисовича, Москва, Издание 2-е переработанное и дополненное 2006 г.;
5) Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В., Схемы выдачи мощности электростанций: методологические аспекты формирования. Энергоатомиздат, Москва 2002 г. ;
6) Гук Ю.Б., Лосев Э.А., Мясников А.В. Оценка надежности электроустановок. М:. Энергия, 1974
7) Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики" выпуск 28, 1984 год.

Журнал
Научный модерн.
Качество - в инжиниринге.

Уходящий год запомнится аналитикам существенным спадом инвестиционной активности и, как следствие, низким спросом на услуги строителей и проектировщиков. Но даже в этих условиях, считает генеральный директор ООО «Энерго Инжиниринг» Олег Игоревич Ерёмин, можно найти свои преимущества. Это нижегородское предприятие отреагировало на кризис, выбрав путь «от обратного», и стало активнее вести поиск заказчиков и выходить на новые рынки. Такая стратегия видится тем более верной, если учесть, что, по прогнозам Минэнерго РФ, падение энергопотребления в стране уже прекратилось, и в 2010 году ожидается рост на три с лишним процента.
ООО «Энерго Инжиниринг» - основной разработчик схемы развития энергосистемы Нижегородской области. Предприятие участвует в крупнейших проектах энергостроительства не только на территории региона, но и далеко за его пределами. Поэтому постоянно взаимодействует и с губернской властью, и с другими участниками энергорынка, а также с сетевыми компаниями и системным оператором. Возникшая острая конкуренция, по мнению руководства компании, заставила отраслевых игроков сосредоточить усилия в области повышения качества и эффективности процесса производства, внедрения новых технологий работы и оптимизации управления.
- В настоящее время общественность широко обсуждает проблему энергоэффективности у потребителя. Наша специализация - электроэнергетические системы, и в этой сфере, я считаю, необходимо и возможно добиться немалого эффекта, - утверждает Олег Игоревич. - Задача, стоящая на ближайшие годы - внедреие технологий управляемых систем электропередачи (FACTS) на основе промышленных образцов БСК, УШР, CTATKOM, что позволит комплексно решать как проблему снижения потерь электроэнергии, так и задачи повышения надежности, качества и управляемости электрических сетей в целом. Другим немаловажным направлением являются автономные, в том числе нетрадиционные, источники электроснабжения и их параллельная работа с сетью. Действительно, вопрос качества сегодня в энергетике стоит особенно остро. Первые же серьезные инвестиционные проекты в российском энергетическом комплексе выявили острейший дефицит проектных мощностей в этом сегменте. Олег Еремин объясняет это тем, что при большом количестве участников рынка компании с достаточным уровнем квалификации персонала, опытом работы и ответственным менеджментом можно пересчитать «по пальцам»..
- Нам очень часто приходится сталкиваться с тем, что компании с известными именами и историей или теряют мощности в результате неверной кадровой политики, или не желают перестраиваться под текущие потребности рынка, - рассказывает глава ООО «Энерго Инжиниринг». - Многие делают не то, что требуется заказчику, а то, что умеют или считают правильным. Думаю, это преходящая проблема, рынок расставит все по своим местам. Роль же государства, вероятно, в том, чтобы формировать четкие правила игры и обеспечивать их постоянство, увеличивая при этом прозрачность рынка. Еще одна «больная мозоль» энергетиков - чрезмерно затянутые сроки проектирования. Основная причина, на взгляд нижегородцев, - отсутствие долгосрочного планирования развития регионов и проблемы с землеотводом для новых объектов. Решение же - в инжиниринге, ведь инженерная организация берет на себя не только проектирование, но и получение всех разрешительных документов, решение земельных вопросов вплоть до межевания, проведение всех необходимых экспертиз, комплектование строек оборудованием, управление деятельностью строительных подрядчиков. Подтверждением тому служит недавний ввод в эксплуатацию подстанции 110 кВ «Западная» в Нижегородской области, на строительство которой, включая все процедуры согласования, «Энерго Инжинирингу» понадобилось всего девять месяцев. При иной организации строительства это время ушло бы только на проектирование объекта.
- Вообще, если оценивать программу развития российской энергетики с точки зрения возможностей ее воплощения, - подытоживает Олег Игоревич, - то реализовать ее, на мой взгляд, возможно при единственном условии: она должна быть последовательной. Рынок услуг за два-три года придет в соответствие объему работ. Сетевой комплекс, безусловно, будет развиваться в сторону повышения энергоэффективности, увеличения надежности и управляемости. Организационно будет происходить дальнейшая адаптация участников рынка к последствиям реформы, выстраивание новой системы отношений между ними, отношений независимых участников. И от того, как мы все сумеем в нее «встроиться», будет, в конечном счете, зависеть качество и эффективность наших услуг.

Журнал (октябрь 2009 года).
Энергетика и промышленность России.
Новых потребителей привлекла усиленная подстанция.

В конце сентября сдана в эксплуатацию модернизированная подстанция «Западная» 110 / 10 / 6 кВ, расположенная в Дзержинске Нижегородской области.

Мощность обновленной ПС увеличилась на 80 МВА и добавила регио- ну инвестиционной привлекательности. – Дзержинск – динамично развивающийся административный центр области, его потребности в электрических мощностях постоянно растут, – отметил губернатор Нижегородской области Валерий Шанцев. – Каждый энергообъект, подобный подстанции «Западная», дает региону возможность еще на шаг приблизиться к решению проблемы дефицита электрических мощностей. Проектирование электросетей

Построенная еще в 1954 году, подстанция входит в электросетевой комплекс филиала «Нижновэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» и питает жилые дома, объекты здравоохранения, станцию скорой медицинской помощи, крупные торговые комплексы и хлебозавод Дзержинска. Учитывая сравнительно долгий срок эксплуатации оборудования, а также высокую значимость подстанции «Западная» для развития экономики и повышения надежности электроснабжения потребителей, филиал «Нижновэнерго» МРСК Центра и Приволжья включил реконструкцию ПС в инвестиционную программу 2009-2010 годов. И в прошлом году прошел открытый конкурс на выполнение работ по реконструкции ПС «Западная», победителем которого стало ООО «Энерго Инжиниринг» (входит в группу «Энергострой»). Возложив на себя функции генерального подрядчика объекта, ООО «Энерго Инжиниринг» в короткие сроки – с декабря 2008 по август 2009 года – выполнило проектно-изыскательские, строительно-монтажные работы, комплектование стройки оборудованием и пусконаладочные работы по реконструкции «Западной» в соответствии с техническим заданием «Нижновэнерго». Еще до модернизации подстанции ее установленная мощность составляла 63 МВА. В рамках проекта ООО «Энерго Инжиниринг» дополнительно установило два силовых трансформатора производства ОАО «Уралтяжмаш» тип ТРДН-40000 / 110 / 10 / 10,что позволило увеличить установленную мощность ПС «Западная» на 80 МВА. Как рассказал технический директор ООО «Энерго Инжиниринг» Андрей Карабанов,при реконструкции подстанции «Западная» применены передовые технологии и оборудование, отвечающие современным техническим требованиям. В частности, смонтированы два элегазовых выключателя 110 кВ тип LTB-145D1 / В производства «АВВ Электроинжиниринг», четыре разъединителя 110 кВ тип РГП-110 с двигательными приводами производства ОАО «Самарский завод «Электрощит», блочно-модульное здание с четырьмя СШ 10 кВ, в которых Проектирование электросетей

размещены ячейки К-61, К-63 с вакуумными выключателями 10 кВ производства ОАО «Самарский завод «Электрощит», микропроцессорные защиты и автоматики производства НПП «ЭКРА» (Чебоксары) и НТЦ «Механотроника» (Санкт-Петербург), шкаф постоянного оперативного тока ШОТ-01 производства холдинговой компании EMB «Энергомашвин», устройства автоматической системы учета электроэнергии с применением электросчетчиков СЭТ-4ТМ производства Нижегородского завода имени М. В. Фрунзе. Помимо этого, на ПС «Западная» установлено новое оборудование для компенсации емкостных токов на базе четырех дугогасящих реакторов тип ZTC250-300 / 10 производства ООО «Энерган» (Санкт-Петербург), смонтированы монолитный железобетонный маслоуловитель объемом 125 кубометров и две монолитные железобетонные пожарные емкости объемом по 50 кубометров, водопровод. В связи с тем, что подстанция «Западная» расположена вблизи жилого микрорайона, подрядчик уделил особое внимание мероприятиям по охране окружающей среды.
Ввод дополнительной мощности на подстанции «Западная» не только повысил надежность электроснабжения потребителей Дзержинска, но и обеспечил высокий уровень инвестиционной привлекательности Нижегородской области в целом. Обновленная ПС «Западная» теперь может принять на подключение новых потребителей: завод по производству строительной техники немецкой компании «Либхерр» с потребляемой мощностью 10 МВт, обойную фабрику «А. С. и Палитра», завод по производству теплорегулирующего оборудования «Данфосс», завод по производству крепежных элементов из пластмассы «А. Раймонд». Как отметил заместитель генерального директора по техническим вопросам – главный инженер ОАО «МРСК Центра и Приволжья» Сергей Андрус, «обновленная подстанция связала подстанции Дзержинска распределительной сетью и повысила надежность электроснабжения потребителей». Новейшие технологии, использованные при реконструкции подстанции, позволили оптимизировать весь технологический процесс и поднять его на самый высокий уровень. Все работы по реконструкции велись без отключения жителей и предприятий города.

Журнал (ноябрь-декабрь 2009 года).
Энергетика России.
«Энерго Инжиниринг» выполняет сложные проекты.

ООО «Энерго Инжиниринг» под руководством генерального директора Олега ЕРЕМИНА — одна из крупнейших проектных и инжиниринговых компаний Поволжья. Предприятие разрабатывает проекты энергосетевых объектов по всей России, принимая участие в крупных и нестандартных инвестиционных проектах энергокомпаний — к примеру, реконструкции Шуховской башни на Оке.

Динамичная компания
ООО «Энерго Инжиниринг» входит в группу компаний ООО «Группа Энергострой» (Москва), включающую также ОАО «Владимирэлектросетьремонт» и ООО «Владэнергопроект». Основными направлениями деятельности предприятия являются комплексное проектирование электросетевых объектов любой сложности, стратегическое планирование развития энергетик и, осуществление нау чноисследовательских, проектно-изыска тельских и инжиниринговых работ в электроэнергетике, а также проведение энергетических обследований и энергоаудита, выполнение функции генераль ного проектировщика и генерального подрядчика. В штате организации — более 180 высококвалифицированных специалистов, 90% из которых — инженерно- технический персонал, в том числе доктора и кандидаты технических наук. В компании внедрены самые прогрессивные технологии в области проектирования, современное оборудование и программное обеспечение, что позволяет осуществлять полный спектр инжиниринговых услуг в области электроэнергетики.

Опыт работы
В настоящее врем я ООО «Энерго Инжиниринг» строит и сооружает ряд объектов «под ключ», из которых можно отметить реконструкцию подстанции 110 кВ «Западная», комплексную реконструкцию сети электроснабжения Нижегородского кремля, реконструкцию подстанций 110/10 кВ «Клепики», «Песочня», «Ока», подстанции 110/6 кВ «Маяк», подстанции 110 кВ «Русиново», а также воздушных линий 110 кВ «Шипово – Ферзиково», «Орбита – Квань» и «Спутник – Маяк». В стадии разработки на сегодняшний день находятся схемы перспективного развития сетей 110 кВ и выше, в частности, Нижегородской, Удмуртской, Калужской, Тульской и Рязанской энергосистем, а так же схемы выдачи мощности Нижегородской АЭС, Калужской ТЭЦ-1, Кировской ТЭЦ-3, Новогорьковской ТЭЦ-3. Сегодн я предпри ятие выполн яет проектные работы для реконструкции и строительства подстанций напряжением 35–500 кВ и воздушных линий напряжением 110—500 кВ. Как высокую оценку своего труда, компания получила ряд благодарственных писем от заказчиков и органов власти. Сотрудники ООО «Энерго Инжиниринг» выполняли внестадийные разработки схем развития энергосистем, входящих в объединенные энергосистемы Средней Волги, Центра, Урала, схем выдачи мощности атомных и тепловых электростанций, а так же проектно- изыскательские работы по подстанциям и воздушным линиям напряжением 110—500 кВ.

Нестандартный проект
Одним из наиболее интересных проектов, в котором приняло участие ООО «Энерго Инжиниринг», стала реконструкция знаменитой опоры ЛЭП, пост роен ной по проекту инженера Владимира Шухова на Оке в 1927—1929 годах, последней из Шуховских башен на берег у Ок и. Сегодня это единственная в мире гиперболоидная многосекционная опора линии электропередачи, выполненная в виде несущей сетчатой оболочки, одна из двух сохранившихся в России высотных многосек- ционных гиперболоидных конструкций инженера Владимира Шухова (вторая — Шаболовская башня в Москве). Шуховская башня на Оке построена через семь лет после башни на Шаболовке и, по

признанию западных специалистов, является более совершенной и достойной внесения в список Всемирного наследия ЮНЕСКО. Филиал ОАО «МРСК Центра и Приволжья» «Нижновэнерго» начал реконструкцию в 2008 году. К середине 2010 года «Нижновэнерго» планирует завершить все работы по восстановлению башни. Реконструкция Шуховской башни проходит в три этапа. В рамках первого этапа были восстановлены все разрушенные опоры башни (16 из 46) и укреплен ее каркас. Во избежание возможного подмыва опоры башни в рамках второго этапа реконструкции была укреплена береговая линия реки. Кроме того, рядом с башней была построена прогулочная набережная. Третий этап реконструкции начнется в 2010 году: башня будет обработана антикоррозийным составом и покрашена. На ней будет установлена световая конструкция. Помимо прочего, планируется восстановить дорогу к Шуховской башне и благоустроить территорию вокру г башни. В результате комплексной реконструкции Шуховская башня сможет стать одним из туристических объектов Нижегородской области.

Юридический адрес:
603105, г. Нижний Новгород, ул. Бориса Панина, дом 3-a, офис 430
Почтовый адрес:
603000, г. Нижний Новгород, ул. Костина, 3
тел. +7 (831) 233-21-33, факс +7 (831) 233-21-34.
e-mail: info@en-eng.ru