 |
Методические особенности формировании системы показателей надежности и распределении ответственности за надежность в новой структуре отрасли.
|
|
|
|
Принятая в отрасли практика оценки условий обеспечения надежности функционирования субъектов/объектов электроэнергетики поддерживается административными действиями и нормативными документами, включая:
• условия присоединению к электрической сети;
• условия присоединения к торговой системе рынка;
• условия оперативно-диспетчерского управления;
• проверку готовности субъектов электроэнергетики к ОЗП;
• оценку условий прохождения режимов высокого риска, в т.ч. зимнего максимума нагрузки и летнего периода высокой температуры окружающего воздуха;
• выполнение ремонтных кампаний;
• выполнение программ по повышению надежности после крупных аварий (Московская – 2005, Саяно-Шушенская – 2009 и др.);
• поддержание запасов топлива, резервов мощности, запасов пропускной способности, условий восстановления нормального режима после технологических нарушений;
• оценку аварийности и др.
Предложения по введению количественной оценки показателей надежности функционирования и развития ИЭС ААС, существенно расширяют принятую в России практику деятельности. Реализация такого подхода обусловлена необходимостью:
• повышения качества контроля надежности в ЕЭС в связи с увеличением числа и независимости субъектов рынка (субъектов синхронной работы ЕЭС);
• особой значимостью обеспечения надежного электроснабжения (энергоснабжения) крупных городов и мегаполисов (например, Москва, Санкт-Петербург и др.) и активно развиваемых территорий (Сочи, Владивосток и др.);
• тарифного стимулирования сетевых компаний за повышение надежности электроснабжения и качество услуг в связи с переходом на методику RAB;
• формализации отношений по вопросам надежности между субъектами электроэнергетики, а также между этими субъектами и потребителями (клиентами) их продукции (услуг) с распределением ответственности за надежность;
|
|
|
• роста требований к надежности электроснабжения у наиболее ответственных потребителей, а также у расширяющейся группы наиболее коммерчески эффективных потребителей;
• усиления прав и обязанностей СО ЕЭС в вопросах обеспечения системной надежности;
• усиления роли и взаимодействия с Минэнерго РФ;
• значимостью формализации технических требований и взаимодействия в энергообъединении ЕЭС / ОЭС (страны СНГ и Балтии).
В отличие от управления функционированием и развитием энергосистем передовых стран мира, требования по надежности в электроэнергетике России:
• не стандартизированы;
• не формализованы в виде расчетных показателей для уровней территориальной и временной иерархии управления;
• не формализованы в нормативной среде в виде ответственности субъектов электроэнергетики.
Практически не развивается мониторинг надежности и качества электроснабжения конечных потребителей.
До настоящего времени не восстановлена система сбора и обработки аварийной статистики с обобщением в виде удельных показателей надежности оборудования.
В отрасли не создана система нормативно-технического обеспечения надежности.
Развитие ИЭС ААС направлено на интеграцию на новом уровне управления всех участников единого технологического процесса производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии с целью обеспечения надежного и экономически эффективного электроснабжения потребителей с учетом новых возможностей ИЭС ААС.
Идеология ИЭС ААС требует нового уровня обеспечения надежности как функционирования собственно интегрируемых элементов и подсистем и их взаимодействия (interoperability), так и в целом – обеспечения системной надежности (ИЭС ААС) и надежности электроснабжения.
|
|
|
Требования к системной надежности в мировой практике представлены техническими стандартами, например, Стандартами по надежности ЭЭС Североамериканской корпорации по надежности (NERC). Аналогом таких стандартов для энергообъединения стран Западной Европы является Эксплуатационный кодекс UCTE (ENTSO-E RG CE, 2010), Британский стандарт надежности и качества электроснабжения (SQSS, 2011). В российской практике общесистемные требования по надежности функционирования и развития энергосистем разработаны в виде Технологических правил работы ЭЭС (проект 2011).
Требования к надежности электроснабжения в мировой практике представлены, в первую очередь, техническим стандартом IEEE (США) - IEEE Std 1366-2003 Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices.
Наиболее новым аспектом является необходимость обеспечения информационной безопасности (cyber-security). Требования по информационной безопасности представлены группой стандартов:
• серия CIP (Critical infrastructure protection) Стандартов надежности Североамериканской корпорации по надежности (NERC),
• серия IEC 62351 стандартов МЭК– Управление энергосистемами и соответствующий информационный обмен,
• Стандарт IEEE 1686-2007 – Standard for Substation Intelligent Electronic Devices (IEDs) Cyber Security Capabilities
С целью обеспечения контроля уровня надежности предлагаются ввести следующие показатели надежности электроснабжения, широко используемые в мировой практике[1]:
SAIDI (system average interruption duration index) – средняя продолжительность отключений потребителей:
| SAIDI = | Суммарная длительность перерывов электроснабжения в год | ; |
| суммарное число потребителей |
SAIFI (system average interruption frequency index) – средняя частота отключений потребителей:
| SAIFI = | суммарное число перерывов электроснабжения в год | ; |
| суммарное число потребителей |
CAIFI (customer average interruption frequency index) – средняя частота отключений потребителей, которые были подвержены перерывам электроснабжения, вычисляемая как суммарное число перерывов электроснабжения за год, отнесенное к суммарному числу отключенных потребителей:
| CAIFI = | суммарное число перерывов электроснабжения в год | ; |
| суммарное число отключенных потребителей |
CAIDI (customer average interruption duration index) – средняя продолжительность отключений потребителей:
|
|
|
| CAIDI = | суммарная длительность перерывов электроснабжения в год | . |
| суммарное число перерывов электроснабжения |
При этом справедливо выражение: CAIDI = SAIDI/SAIFI.
Кроме того, возможно применение и других показателей надежности, например:
MAIFI – для характеристики частоты кратковременных перерывов (длительностью до 1-5 минут);
ASAI – для характеристики готовности распределительной сети и т.п.
Перечисленные показатели надежности могут вычисляться для:
• всей распределительной сети;
• определенной зоны обслуживания потребителей;
• для конкретного фидера, питающего нагрузку потребителей.[2]
Применительно к системообразующей электрической сети указанные показатели надежности применяются для характеристики надежности передачи электроэнергии к узлам нагрузки, а соответствующие показатели именуются T-SAIFI, T-SAIDI (где T- transmission, передача с англ.).
Оценка надежности проводится на основании данных о технологических нарушениях в электрической сети и ошибках при эксплуатации, которые привели к перерыву электроснабжения потребителей.
Приоритетные задачи обеспечения надежности в ИЭС ААС общесистемного значения.
1. Уточнить требования к схемам подстанций всех уровней, схемам выдачи мощности электростанций, интерфейсу на стыке систем внешнего и внутреннего электроснабжения потребителей. Отнести ОРУ крупных электростанций к объектам ЕНЭС
2. Выработать и ввести новый состав расчетных возмущений, в т.ч.
• потеря электростанции;
• потеря подстанции;
• потеря сечения;
• потеря коллектора и др.
3. Конкретизировать требования:
• по системной координации ТКЗ;
• по противоаварийному управлению в системах энергоснабжения крупных городов, в т.ч. по условиям предотвращения, а также локализации и ликвидации аварий, включая лавину напряжения;
• по живучести электрических станций и подстанций;
• по резервированию всех видов;
• к системе жизнеобеспечения ответственных объектов;
• независимому источнику питания, автономному источнику электроснабжения;
|
|
|
• оснащения потребителей фильтро-компенсирующими устройствами;
• по ограниченному классу напряжений для распределительной сети в городах;
• по ограничению длины КЛ и исключению применения ВЛ в городской черте;
• по глубоким высоковольтными вводам;
• применению средств ограничения ТКЗ (в т.ч. ограничителей, трансформаторов с расщепленной обмоткой, реакторов и др.);
• по учету режимов работы нейтрали трансформаторов;
• к уровню автоматизации подстанций, реконфигурации подстанций и электрических сетей;
• оптимизации структуры электрических сетей;
• оптимизации электрических режимов с управлением потоками активной и реактивной мощности в неоднородных контурах;
• мониторингу и контролю надежности и безопасности;
• ответственности энергоснабжающих компаний и потребителей за надежность;
• ответственности за проведение строительных работ на объектах энергетики;
• сертификации оборудования и средств автоматизации и др.
3. Стимулировать применение технологий:
• управления спросом;
• управления энергосбережением;
• применения проводников на основе новых композиционных материалов, выступающих в определенных режимах ограничителями ТКЗ;
• освоения подземного пространства;
• нового поколения силовой электроники, информационных технологий, интеллектуальных активно – адаптивных сетей;
• распределенной генерации (ПГУ, когенерация, тригенерация).
4. Выработать систему долгосрочного планирования развития системы энергоснабжения крупных городов и мегаполисов.
5. Выработать политику:
• скоординированного развития схем внешнего электроснабжения и коммунальной энергетики;
• скоординированного развития схем энергоснабжения и развития территорий;
• комплексного оснащения инженерной инфраструктурой развиваемых с привлечением частного капитала территорий.
Требуется:
• разработка нормативных актов по технической политике в электроэнергетике, типовому проектированию, унификации оборудования и строительных конструкций;
• обновление СНиПов и Норм технологического проектирования;
• разработка стандартов энергосбережения и энергоэффективности;
• формирование системы лицензирования современных энерготехнологий, их освоение и развитие на отечественной энергомашиностроительной базе;
• формирование системы стимулирования освоения прорывных технологий, в т.ч.:
-льготный таможенный режим для новейшего оборудования, не производимого в стране;
-налоговые льготы от периода строительства до периода окупаемости;
-ускоренная амортизация для новейшего оборудования.
Приложение 8.
|
|
|
