В зависимости от длительности сооружения и условий поочередного ввода приведенные затраты исчисляются по-разному.

Если строительство и пуск в эксплуатацию осуществляются в течение года, то

(9.4)

где Е_н – нормативный коэффицент эффективности капиталовложений К, в энергетике Е=0,12;

И – издержки эксплуатации.

Если объект строится на протяжении Т лет, то

(9.5)

где Е_н – нормативный коэффициент приведения разновременных затрат, определяемый финансовой политикой государства для каждой отрасли народного хозяйства (в энергетике Е_{н п}= 0,08);

К_t – капиталовложения в t –м году;

- год приведения затрат, который может быть любым, но одним и тем же для всех сравниваемых вариантов (чаще всего приводят затраты к первому году окончания строительства и даже более позднему сроку.

Если в период многолетнего строительства частично эксплуатируются вновь созданные основные фонды, а это происходит при развитии энергосистем и объединений, то

З= (9.6)

где И_t – приращение издержек в году t по сравнению с годом t-1.

Оптимальным вариантом считается тот, у которого приведенные затраты, определяемые по формулам (9.4)…(9.6), минимальны.

Сравниваемые варианты по ряду причин обладают неодинаковой степенью надежности. Несоблюдение условия одинаковой надежности или качества в сравниваемых вариантах приводит к нарушению основного требования – равенства производственного и народнохозяйственного эффекта.

При сравнении вариантов с неодинаковой надежностью требуется вводить в расчётные формулы члены, учитывающие возможный народнохозяйственный ущерб от отказов оборудования и установок, или члены, учитывающие затраты на повышение надежности до нормативного уровня.

Затраты, обусловленные аварийным (и запланированным) перерывом электроснабжения, можно рассматривать как средние дополнительные помимо основных затрат на сооружение объекта и его нормальную эксплуатацию. Расчётные формулы (9.4)…(9.6) примут вид:

З= ; (9.7)

+У ; (9.8)

(9.9)

где Уи У_t – средний годовой народнохозяйственный ущерб на стадии нормальной эксплуатации и приращение ущерба в t -м году;

У_t=У_t-У_t-1; И_t=И_t + И_t-1.

Средний ущерб можно рассчитать по формулам, в которых используется удельная оценка ущерба. Оценка удельного ущерба получается в результате обработки фактических данных о последствиях большого числа аварий, экономический ущерб от которых определяется.

Экономический ущерб является лишь частью народно-хозяйственного ущерба, который может иметь еще социальные и экологические составляющие, не оцениваемые в денежном выражении. Экономический ущерб складывается из ущерба потребителей и ущерба (потери и затраты) энергоснабжающей организации. Причины экономического ущерба: простой, недоиспользование, непроизводительный расход или уничтожение ресурсов, снижение качества продукции, перерасход элементов производства. Экономический ущерб подразделяется на основной, дополнительный, прямой и косвенный.

Составляющие экономического ущерба:

- затраты на аварийный ремонт (восстановление) оборудования или потери, связанные с его недоамортизацией из-за досрочной ликвидации;

- стоимость дополнительных потерь электроэнергии в сети из-за отклонения электрического режима от оптимального;

- стоимость топлива, расходуемого на пуск энергоблоков, растопку котлоагрегатов и поддержание горения в топках во время аварийной разгрузки или останова агрегатов электростанций;

- затраты на демонтаж и транспортировку оборудования при отправке на ремонтный завод или завод изготовитель;

- дополнительные затраты на выработку электроэнергии на замещающих агрегатах;

- затраты на содержание резервного оборудования;

- потери, связанные с простоем оборудования и обслуживающего персонала, при аварийном отключении потребителей;

- ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям при отключении с предупреждением во время прохождения максимума;

- ущерб от внезапного отключения потребителей и недоотпуска энергии за время восстановления электроснабжения.

Оценки удельного ущерба у_п (в сумах на перерыв электроснабжения) и у_ч(в сумах на час перерыва), полученные на основе оценок фактического экономического ущерба, позволяют рассчитать народнохозяйственный ущерб при проектировании систем электроснабжения:

У = (l)+ 8760у_ч(l) (l,r) , (9.10)

где (l,R)-среднее время восстановления питания l-го потребителя при R-й аварии;

N_l- число потребителей;

(l, R) – частота аварий с погашением l-го потребителя.

При рассмотрении установок системы электроснабжения народнохозяйственный ущерб определяется с помощью оценки удельного ущерба У_R ( W) от недоотпуска энергии и прироста приведенных затрат С _р на 1кВт.ч энергии, выработанной на резервных станциях:

У= (9.11)

где W_{c т} – недоотпуск энергии в системе и снижение выработки энергии станцией.

Похожие оценки величины У_R ( W) получаются по формулам. При плановом ограничении потребителей в часы максимума нагрузки:

У ( W) = 0,1;

при кратковременном отключении с предупреждением, а также при снижении частоты без отключения

У ( W) = 0,3;

при внезапном автоматическом отключении от частотных устройств противоаварийной автоматики

У ( W) = 0,5+5 Р*,

где Р* - отношение аварийного снижения нагрузки потребителей к номинальной мощности нагрузки энергосистемы;

при внезапном автоматическом отключении для предотвращения нарушений устойчивости

У ( W) = 1+10 Р*.

Контрольные вопросы

1. В чем сущность экономического критерия принятия решения по надежности?

2. В результате каких процессов возникает ущерб от ненадежности?

3. Чем отличается прямой ущерб от дополнительного?

4. Почему отключения потребителей с предварительным предупреждением могут снизить величину народнохозяйственного ущерба?

5. Какими факторами обусловлен экологический ущерб вследствие отказов систем электроснабжения?

6. Перечислите составляющие экономического ущерба.

7. Как рассчитать народнохозяйственный ущерб при проектировании систем электроснабжения на основе известных данных по удельным ущербам?

ЛЕКЦИЯ 10

СРЕДСТВА ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

Надёжность (как свойство технического объекта выполнять заданные функции в заданном объёме при определённых условиях) зависит от большого количества факторов случайного и неслучайного характера. Средства и методы изменения количественных характеристик этого свойства ЭЭС отличаются многообразием. На практике, особенно при эксплуатации электрических станций, сетей и ЭЭС как технических систем обычно ставится задача изменения показателей надёжности в сторону повышения её уровня.

Основной метод повышения надёжности электрических станций и ЭЭС – выявление наиболее ненадёжных («узких») частей системы передачи и распределения электроэнергии и изменение уровня надёжности в результате введения различных форм избыточности:

• Резервирования.
• Совершенствования конструкций и материалов.
• Квалифицированное и своевременное проведение ремонтов электрооборудования.
• Техническое обслуживание.
• Контроля и управления процессами
• Защиты и автоматизации.

Повышение надёжности электроэнергетических систем и распределительных сетей направлено на создание:

• рациональных схем электрических соединений (схем распредустройств подстанций и электростанций);
• оптимальное насыщение сети автоматическими устройствами и устройствами АВР;
• насыщение сети неавтоматическими коммутационными аппаратами;
• установки регулирующих и компенсирующих реактивную мощность устройств у потребителей, препятствующих снижению напряжения в послеаварийных состояниях;
• оборудования подстанций устройствами телеизмерения и телемеханизации;
• автоматизации на базе ЭВМ оперативных переключений в сложных сетях;
• совершенствование релейной защиты и автоматики (уменьшение зон нечувствительности);
• увеличение логических возможностей автоматики и релейной защиты в результате использования микропроцессорной техники и т.д.

В воздушных и кабельных сетях повышают надёжность следующими средствами:

• введение устройств поиска повреждений;
• сокращение продолжительности аварийных ремонтов;
• внедрение ремонтов под напряжением;
• обеспечением ремонтных баз запасными частями электроустановок и транспортом;
• оптимизацией профилактических ремонтов, осмотров, замен износившихся частей;
• автоматизацией установок, компенсирующих токи однофазных замыканий в сетях с изолированной нейтралью (6-35 кВ).

Все мероприятия и средства повышения надежности в ЭЭС, за исключением совершенствования релейной защиты и автоматики, требуют значительных материальных и трудовых затрат. Поэтому, большое значение имеет совершенствование схем электрических станций и электроэнергетических систем.

При создании рациональных и надежных схем сетей ЭЭС следует стремиться по возможности к сокращению числа трансформаций электроэнергии, распределению функций отказавшего элемента не на один, а на несколько элементов, в том числе и частично на сети более низких напряжений, снижению чрезмерного насыщения сетей автоматической коммутационной аппаратурой, так как сами аппараты могут быть источником аварий.

Для этого применяется комплекс средств повышения устойчивости режимов работы ЭС.

· Улучшение характеристик основных элементов ЭС с помощью конструктивных изменений. В частности, улучшение параметров генераторов, т.е. снижение X_d X^/_d, увеличение Т_j, повышение потолка возбуждения и быстродействия возбудителей, снижения индуктивного сопротивления ЛЭП путём расщепления проводов, уменьшение времени действия релейной защиты и выключателей и т.п.

· Улучшение характеристик основных элементов ЭС средствами автоматизации. Это применения АРВ, в частности АРВ сильного действия с форсировкой возбуждения при глубоких посадках напряжения, АПВ трёхфазного и по фазного, быстродействующих защит, регулирования первичных двигателей и т.п.

· Дополнительные средства повышения устойчивости – продольная ёмкостная компенсация, переключательные пункты на ЛЭП, электрическое торможение, синхронные компенсаторы с АРВ сильного действия, поперечные регулируемые реакторы или компенсаторы и т.п.

· Мероприятия эксплуатационного характера – выбор схемы соединений, обеспечивающей наиболее устойчивость; регулирование или ограничение перетока мощности по межсистемным связям; отключения части генераторов или экстренная нагрузка турбин; форсирование продольной ёмкостной компенсации; отключение поперечных реакторов; отключение части нагрузки; деление систем на не синхронно работающие районы; предотвращение нарушения устойчивости и т.п.

Из названных средств, средства автоматизации и мероприятия эксплуатационного характера требуют меньших затрат и широко используются. Надёжность режимов работы ЭС обеспечивается иерархической (в структурном и временном разрезах) системой противоаварийной режимной автоматики:

· Устройство автоматического ограничения (регулирования) перетоков мощности (АОПМ) по межсистемным ЛЭП.

· Устройства автоматического управления мощностью для сохранения устойчивости АУМСУ).

· Устройства автоматического прекращения(предотвращения) асинхронного хода АПАХ).

· Автоматическая частотная разгрузка (АЧР).

· Автоматический частотный пуск гидрогенераторов(АЧП) для быстрой ликвидации аварии.

· Частотное автоматическое, повторное включения (ЧАПВ) потребителей.

АОПМ служит для предотвращения нарушения статистической устойчивости при относительно медленном изменении перетока мощности, вызванного ошибкой прогнозирования графиков нагрузки ЭС небольшими небалансами мощности из-за отключения генераторов или нерегулярных колебаний нагрузки. Автоматика контролирует перетоки мощности по отдельным связям. При достижении заданной величины (уставки) увеличивает или уменьшает нагрузки выделенных станций.

АУМСУ обеспечивает динамическую устойчивость при больших возмущениях режима (к.з., потеря генерирующей мощности) и статистическую устойчивость после аварийного режима АУМСУ охватывает район противоаварийного управления (например, схему выдачи мощности станции(ий)). АУМСУ работают по программному принципу:

· контроль до аварийной схемы и режима,

· получение и оценка информации по возмущению на основе расчёта устойчивости,

· выдача управляющих команд АУМСУ воздействует на отключение генераторов, разгрузку турбин, отключение потребителей (САОН), деление ЭС. Сочетание этих средств подбирается с учётом Уmin у потребителей от недоотпуска электроэнергии. АУМСУ не рассчитаны на устранение каскадных аварий.

АПАХ отделяют выпавшие из синхронизма части ЭС, т.е. локализуют аварию. В отделившихся частях – дефицит мощности, действует АЧР, сохраняя питание ответственных потребителей.

Возможны два подхода к выбору средств и проведению мероприятий изменения уровня надежности:

1. Ранжирование всех намечаемых мероприятий в соответствии со значениями затрат по уравнению (9.7) и отбор только тех из них, которые удовлетворяют условию минимума целевой функции. Так как перечисленные средства повышения надежности обычно применяют комплексно, то существует многообразие вариантов их реализации, поэтому однозначное выполнение условия (9.7), в особенности для систем электроснабжения сложных конфигураций с сетями разных номинальных напряжений, представляет собой сложную научно-техническую задачу, требующую для решения применения методов многокритериальной (векторной) оптимизации.

В практических расчетах обычно намечаются альтернативные варианты схем систем электроснабжения с различной степенью резервирования потребителей и выбирается вариант, соответствующий минимуму приведенных затрат с учетом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям.

Этот прием обычно применяется при проектировании систем электроснабжения.

2. Отбор и ранжирование только тех мероприятий повышения надежности, затраты на которые увеличивают затраты базового варианта не более чем на некоторую относительно малую величину δЗ (например, не более чем на 5%). В этом подходе также не исключается применение комплекса мероприятий, поэтому число вариантов может быть велико, но задача решается несколько проще по сравнению с первым подходом. Меняя значение δЗ, можно создавать схемы систем электроснабжения, обеспечивающие заданный уровень надежности электроснабжения. Этот подход целесообразен при эксплуатации систем электроснабжения.

Как первый, так и второй подход в качестве неотъемлемой составной части алгоритма принятия решений предусматривает необходимость количественной оценки показателей надежности из множества вариантов, методы получения которых были изложены ранее.

Контрольные вопросы

1. С какой целью электроприемники в электрических системах подразделяются на категории по надежности?
2. Что является критерием для отнесения электроприемника к той или иной категории?
3. Какой основной прием используется для повышения надежности сложных многоэлементных схем?
4. Перечислите капиталоемкие и малозатратные мероприятия повышения надежности.
5. Назовите основные средства повышения надежности распределительных сетей.
6. В чем особенности повышения надежности электроснабжения промышленных сетей?
7. Какие два взаимодополняющих подхода существуют для выбора мероприятий повышения надежности?
8. Каким образом введение дифференциального тарифа на электроэнергию в зависимости от уровня надежности электроснабжения создало бы условия оптимизации уровня надежности?

ЛИТЕРАТУРА

1. Электротехнический справочник: Т. 3. Производство, передача и распределение электрической энергии./ Под общ. ред. профессоров МЭИ. – М.: Издательство МЭИ, 2004, 964 с.

1. Гук Ю. Б. Теория надежности в электроэнергетике: Учеб. пособие для ВУЗов. – Л.: Энергоатомиздат, 1990-208 с.

3. Фокин Ю.А. Вероятностно-статистические методы в расчетах систем электроснабжения. М.: Энергоатомиздат, 1985. – 240 с.

4. Фокин Ю.А., Туфанов В.А. Оценка надежности систем электроснабжения. М.: Энергоиздат, 1981. – 224 с.

1. Диллон Б., Сингх Ч. Инженерные методы обеспечения надежности систем: Пер. с англ. – М.: "Мир", 1984. – 318 с.
2. Эндрени Дж. Моделирование при расчетах надежности в электроэнергетических системах: Пер. с англ./ Под ред. Ю. Н. Руденко. М.: Энергоатомиздат, 1983.

7. Зорин В.В., Тисленко В.В., Клеппель Ф., Адлер Г. Надежность систем электроснабжения. Киев: Вища школа, 1984. – 192 с.

1. Гук Ю. Б. Анализ надежности электроэнергетических установок. Л.: Энергоатомиздат, 1988.
2. Китушин В. Г. Надежность энергетических систем: Учеб. пособие для электроэнергетич. спец. ВУЗов. – М.: Высш. шк., 1984. – 256 с.
3. Розанов М. Н. Надежность электроэнергетических систем. М.: Энергоатомиздат, 1984. –- 200 с.
4. Фокин Ю. А. Надежность и эффективность сетей электрических систем. М.: Высш. шк., 1989. - 151 с.

12. www.anares.ru/oik

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ	………………………………………………..
ЛЕКЦИЯ 1	Основные понятия и определения теории надежности……...............................
ЛЕКЦИЯ 2	Понятие отказа. Классификация отказов. Потоки отказов элементов и их свойства……………………………….
ЛЕКЦИЯ 3-4	Элементы теории вероятностей и математической статистики и их применение в расчетах надежности……..
ЛЕКЦИЯ 5	Основные показатели надежности элементов ЭЭС и электротехнических установок……………………………………
ЛЕКЦИЯ 6	Количественные оценки показателей надежности основного оборудования электроэнергетических систем…………..
ЛЕКЦИЯ 7-8	Методы расчета надежности сложных схем………………………………
ЛЕКЦИЯ 9	Последствия отказов электроэнер-гетических установок. Технико-экономический анализ надежности по методу приведенных затрат………………
ЛЕКЦИЯ 10	Средства обеспечения надежности Электроэнергетических систем…………
Литература	……………………………………………….