Глава 1 Основы теории надежности электрических систем

Введение

2 октября 2003 года за № 503 вышел приказ РАО “ЕЭС России” «О мерах по повышению системной надёжности ЕЭС России в условиях реформирования электроэнергетики». Выходу приказа предшествовали события, произошедшие 14 августа в США, 23 сентября в Дании и Швеции и 28 сентября 2003 в Италии, в результате которых из-за системной аварии оказались без электричества территории с населением соответственно в пятьдесят, два и пятьдесят семь миллионов человек. В России таких масштабных по последствиям системных аварий в последних десятилетиях не наблюдалось, однако, крупные аварии на линиях электропередачи (ЛЭП) при воздействии интенсивных гололёдно-ветровых нагрузок многократно происходили.

В РАО «ЕЭС России» создан Совет по координации работ для обеспечения системной надёжности ЕЭС России, основными задачами которого являются определение стратегических направлений повышения системной надёжности, инициирование концептуальных разработок и проведение единой политики в вопросах развития и модернизации систем технологического управления, организации разработки нормативно-технической документации (НТД) по обеспечению системной надёжности и др.

Образование ЕНЭС и создание ОАО «ФСК ЕЭС» определяет необходимость формирования четких требований и подходов к обеспечению надёжности функционирования и развития электрических сетей, регламентированию и коммерческой оценке надёжности инфраструктурных образований, четкого разделения ответственности за надёжность среди субъектов рынка в целом.

В СССР, а затем и в России ведущую координационную роль по вопросам надёжности систем энергетики выполняет постоянно действующий научный семинар «Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики», организуемый более 40 лет Институтом систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН. Несмотря на имеющиеся достижения в теоретических разработках, они не в полной мере удовлетворяют потребностям практики проектирования и эксплуатации электроэнергетических систем (ЭЭС) в современных условиях. Так, например, имеют место несогласованность в терминологии по вопросам надёжности.

Эти и другие несоответствия осложняют понимание и внедрение в практику научных результатов. Поэтому одна из задач состоит в устранении имеющихся несогласованностей в терминологии и подходах.

Определенная трудность выявилась при выборе и обосновании необходимого числа контролируемых показателей для оценки надёжности работы электрической сети. Существующий в теории надёжности набор показателей не ориентирован на особенности работы электрической сети, как сложного технического комплекса.

Так расчеты, выполняемые разными организациями, дают значительно отличающиеся между собой значения искомого расчетного показателя надежности схемы электроустановки или распределительного устройства (РУ) и приводят к разным выводам и рекомендациям даже в тех случаях, когда применяется один и тот же метод расчета. Различие расчетных оценок надежности является следствием использования при расчетах таких исходных эксплуатационных показателей надежности (ЭПН) одних и тех же видов электрооборудования, которые различаются у разных организаций в несколько раз (эти показатели получены разными методами, при учете отличающихся критериев и условий отказов).

Поэтому при эксплуатации электрических сетей необходимо иметь постоянный контроль изменений во времени показателей надёжности основного оборудования, электросетевых объектов и сети в целом. Для этих целей наиболее применимы статистические оценки надёжности по данным эксплуатации. Полученные ЭПН должны быть статистически достоверными и пригодными для вероятностного анализа и расчета надежности схем электрических соединений электроустановок электростанций (ЭС) и сетей.

Предлагаемая методика должна быть единой для всех энергопредприятий и энергосистем, что позволит получить статистически достоверные ЭПН электрооборудования для данного энергообъединения с учетом размещения электрооборудования (в закрытых или открытых РУ) и других условий эксплуатации, в том числе климатических.

Целесообразно так же сосредоточение статистической информации в едином центре, что ни в коем случае не должно исключать учета нарушений и их анализа на каждом энергопредприятии. Основными доводами в пользу централизованного анализа технологических нарушений являются:

1. В ЕНЭС содержится много объектов, на которых установлено однотипное оборудование. При централизованном анализе можно получать более достоверные показатели надёжности оборудования за сравнительно небольшой период наблюдения.
2. Вследствие вероятностного характера возникновения, протекания и возможных последствий технологических нарушений практическая ценность анализа аварийности и надёжности возрастает, если в исходной статистической информации содержится большое число случаев.
3. Централизованный анализ позволяет предотвратить многократные повторения одних и тех же по своему характеру технологических нарушений на разных предприятиях за счет ускоренного выявления причин возникновения нарушений и разработки соответствующих рекомендаций по их устранению.
4. Разработка обоснованных нормативов по показателям надёжности, промышленной безопасности и живучести, мер и мероприятий по предотвращению технологических нарушений и снижению тяжести их последствий возможна только на основе обобщения опыта эксплуатации максимально возможного числа энергообъектов.

В связи с изложенным стоит задача разработки инженерных методик анализа аварийности в электрической сети и алгоритмов расчёта показателей надёжности по статистическим данным.

Одновременно с решением указанной задачи требуется разработка автоматизированной системы анализа аварийности в электрической сети с получением контролируемых надёжностных показателей и оценок тенденций их изменения во времени.

Полученные на основе единой методики ЭПН электрооборудования ЭС и сетей могут быть использованы в качестве исходных для вероятностного анализа и расчетной оценки надежности технических решений по главным схемам электрических соединений, схемам питания и резервирования собственных нужд (СН) ЭС, подстанций и участков электрических сетей, для сравнительной количественной оценки уровня надежности систем электроснабжения (ЭСН) потребителей в нормальных и ремонтных режимах. Это позволит более обосновано сопоставлять, оценивать и выбирать варианты схемы электрических соединений на этапах проектирования новых, и реконструкции действующих энергообъектов с учетом ремонтных режимов, а также находить узкие места и разрабатывать меры по обеспечению надежной работы действующих ЭС и сетей в нормальных и ремонтных режимах, при выводе в ремонт или резерв основного электрического и тепломеханического оборудования (секции или систем сборных шин (СШ), турбогенераторов без генераторных выключателей) или выводе в ремонт резервных источников СН (трансформаторов и линий).

При наличии вычислительной системы получения оценок надёжности работы электрической сети, особенно оценок надёжности ЭСН узлов нагрузок, будет возможным решение актуальных вопросов компенсации потребителями затрат сети на обеспечение повышенного уровня надёжности.

Решение перечисленных задач будет способствовать выполнению требований по обеспечению надёжности ЕНЭС в условиях развивающихся конкурентных отношений в электроэнергетике.

При частых перебоях с подачей электроэнергии или там, где она вообще не доступна разумным решением будет применение дизельгенераторов Kipor. Они бывают дизельными или бензиновыми, различаются по выходной мощности и, соответственно, цене.

Глава 1 Основы теории надежности электрических систем