Spravochnic_Faybisovich

В некоторых случаях, если снижение эффективности не вызвано объективными причинами, может оказаться целесообразным отказаться от сооружения намечаемых объектов, заменив их альтернативными, более эффективными решениями, либо отодвинуть сроки их сооружения за пределы расчетного периода.

6.6. УЧЕТ ФАКТОРА НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

6.6.1. Основные показатели надежности

Под надежностью электрической сети (или ее участка) понимают способность осуществлять передачу и распределение требуемого количества электроэнергии от источников к потребителям при нормативных уровнях напряжения и в соответствии с заданным графиком нагрузки. Надежность участка сети определяется надежностью и параметрами входящих в ее состав элементов (трансформаторов, коммутационной аппаратуры, линий электропередачи и др.) и схемой их соединения.

Нарушение работоспособности объекта называется отказом. В случае отказа отдельных элементов сети может произойти (в зависимости от схемы соединений) отказ участка сети, приводящий к нарушению электроснабжения потребителей: полному прекращению питания, частичному ограничению нагрузки, отклонению напряжения от допустимых нормами пределов.

При разработке вариантов схемы электрической сети должны быть соблюдены требования нормативных и руководящих документов к надежности. Однако в ряде случаев могут дополнительно потребоваться расчеты количественных показателей надежности, в частности, для решения следующих вопросов (см. п. 6.5):

сопоставления различных мероприятий, предусматриваемых для обеспечения требуемого потребителем уровня надежности;

обоснования экономической целесообразности повышения надежности (степени резервирования) сверх нормативных требований.

При сопоставлении различных мероприятий для обеспечения требуемого потребителем уровня надежности или обосновании экономической целесообразности повышения надежности сверх нормативных требований рекомендуется рассматривать математическое ожидание ущерба от вынужденных простоев (аварийных отключений).

В современных условиях функционирования электроэнергетики математическое ожидание ущерба от плановых простоев должно учитываться при заключении двухстороннего договора купли-про-

321

дажи электрической энергии как одно из условий этого соглашения. В соответствии с договором поставщик обязуется поставить покупателю электрическую энергию в определенном количестве и определенного соответствующими техническими регламентами и иными обязательными требованиями качества, а покупатель обязуется принять и оплатить электрическую энергию на условиях заключенного в соответствии с правилами оптового рынка и основными положениями функционирования розничных рынков договора. В договоре купли-продажи электрической энергии могут оговариваться условия, при которых ущерб от плановых отключений компенсируются покупателю снижением величины тарифа на покупаемую электроэнергию.

В качестве показателей, количественно характеризующих надежность участка сети и ее элементов, принимаются:

параметр потока отказов (среднее количество отказов в год), ω, 1/год;

частота плановых ремонтов, ωп, 1/год; среднее время восстановления (средняя продолжительность

послеаварийного ремонта или замены объекта в долях года), Тв, лет;

среднее время простоя при преднамеренных отключениях, Тр, лет;

коэффициент готовности (вероятность работоспособного состояния объекта в промежутках между плановыми простоями), Кг, о. е.;

вероятность вынужденного простоя (вероятность неработоспособного состояния объекта в промежутках между плановыми простоями), Кв, о. е.;

вероятность безотказной работы в течение года (вероятность того, что за год не произойдет ни одного отказа объекта), Рm = 0.

Перечисленные показатели надежности являются техническими характеристиками надежности и позволяют сопоставлять между собой надежность нескольких объектов, а также проверять соответствие рассматриваемых вариантов схем требуемому уровню надежности, если он задан количественно.

Показатели надежности электрооборудования и линий электропередачи, находящихся в эксплуатации, приняты по материалам ОАО «Фирма ОРГРЭС». Эти показатели предназначены для сравнительных расчетов и оценок электрических сетей, энергосистем, систем электроснабжения потребителей и узлов нагрузки, оценки уровня надежности различных схем, определения целесообразности и эффективности мероприятий и средств повышения надежности и не предназначены для определения надежности отдельных видов оборудования и включения в технические задания на разработку нового оборудования.

322

Показатели надежности рассчитаны ОРГРЭС по данным об отказах действующего электрооборудования и линий электропередачи, содержащимся в картах отказов за период 1983–1989 гг., актах расследований технологических нарушений в работе за период 1990–1994 гг., а также в «Указаниях по применению показателей надежности элементов энергосистем и работы энергоблоков с паротурбинными установками», утвержденных Минэнерго СССР

03.09.1984 г.

Была установлена достаточность и представительность выборки данных за 7-летний период, поскольку за этот период не выявлено явно выраженной тенденции изменения показателей надежности.

Основные показатели надежности отдельных элементов электрических сетей, предназначенные для оценочных расчетов, по данным ОРГРЭС приведены в табл. 6.4–6.7.

Т а б л и ц а 6.4

Параметры потока отказов элементов электрической сети (по причине неисправности оборудования)

1 На 100 км.

2 Для однофазных трансформаторов – на фазу.

3 Для трехфазных трансформаторов.

4 На один выключатель.

5 На присоединение. П р и м е ч а н и е .

Отказы выключателей, приводящие к отключению смежных цепей, составляют 60% от общего числа отказов.

323

Т а б л и ц а 6.5

Средняя частота плановых простоев элементов электрической сети

П р и м е ч а н и я .

1. Среднее время восстановления поврежденной фазы (однофазного трансформатора) при установленной на ПС резервной фазе составляет 1,1 10–3 1/отказ без перекатки и 9 10–3 1/отказ с перекаткой фазы.

2. При установке резервной фазы Тв составляет 10 ч для бесперекатной и 80 ч для перекатной фазы.

3.Время восстановления электроснабжения при повреждении выключателей в схемах с обходной системой составляет 0,06 10–3 лет, а в схемах полуторных и мостиковых – 0,03 10–3 лет.

4.При обслуживании ПС выездными бригадами время восстановления путем переключения в РУ следует увеличивать на 0,06 10–3 лет.

324

6.6.2. Расчет показателей надежности электрической сети

Для расчета показателей надежности электроснабжения нагрузочного узла анализируется схема замещения сети на участке между источниками питания и рассматриваемым узлом. В схеме последовательно соединяются элементы, отказ любого из которых вызывает простой всей данной ветви, а параллельно соединяются ветви, отключение любой из которых не приводит к простою других. В последовательную цепь кроме элементов данной ветви вводятся также смежные выключатели, повреждение которых с развитием аварии приведет к отключению рассматриваемой цепи (например, выключатели всех присоединений секции шин, к которой подключена анализируемая цепь).

Характеристики надежности каждой из ветвей, состоящих из последовательно соединенных элементов, рассчитываются по формулам, приведенным в табл. 6.9. Свернутая схема замещения анализируется следующим образом: для случаев отказа каждой из ветвей в отдельности и одновременного отключения возможных сочетаний по две ветви определяются коэффициенты ограничения нагрузки потребителей e (отношение нагрузки, вынужденно отключаемой в данном послеаварийном режиме, к нагрузке нормального режима).

Для анализа последствий отказов ветвей схемы и их сочетаний удобно воспользоваться квадратной матрицей (таблицей) ограничений, элементы которой e являются коэффициентами ограничения нагрузки при одновременном отказе i-й и j-й ветвей. Элементы ε главной диагонали такой матрицы соответствуют коэффициентам ограничения нагрузки при отказах отдельных i-х ветвей.

325

Параметры потока отказов и коэффициенты вынужденного простоя определяются по формулам табл. 6.8 для случаев отказа отдельных ветвей и их сочетаний по две, при которых ε = 1 (что соответствует полному отключению нагрузки потребителей). Для схемы в целом указанные показатели суммируются. Аналогично могут быть определены такие же показатели для отказов, приводящих к частичному ограничению нагрузки (0 < ε < 1).

* Элементы i в сумме располагаются в порядке убывания Тпi. Слагаемые, для которых ωпi – ωпi – 1 ≤ 0, в сумму не включаются (их количество обозначено m). Ко-

эффициент γ = 1,2 при n > 3; γ = 1 при n ≤ 3; ωпo = 0.

** При εi ≠ 0 вторая сумма формулы может не учитываться:

u – удельная стоимость компенсации от ущерба от аварийных ограничений. C 2n – число сочетаний из n по 2.

326

Р а з д е л 7

УКРУПНЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ СТОИМОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Укрупненные стоимостные показатели (УСП) электрических сетей применяются при выполнении проектных работ по развитию энергосистем и электрических сетей напряжением 35–1150 кВ.

В настоящем разделе приводятся также справочные данные по стоимости элементов электрических сетей в зарубежных энергосистемах, относящиеся к середине 1990-х гг.

7.1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей напряжением 35 кВ и выше предназначены для выполнения:

технико-экономических расчетов при сопоставлении вариантных решений выбора схем электрических сетей («схемное проектирование»);

разработки обоснований инвестиций и бизнес-планов; оценки объема инвестиций при планировании нового строи-

тельства, а в отдельных случаях и при осуществлении реконструкции электросетевых объектов.

Общие требования по организации проектирования отражены в «Положении о составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию» (утв. постановлением Правительства РФ от 16 февраля 2008 г. № 87). Проектная документация на линейные объекты капитального строительства состоит из 10 разделов, требования, к содержанию которых установлены пунктами 34–42 указанного Положения.

Основным проектным документом на строительство объекта является, как правило, проект строительства. На основании утвержденного проекта строительства разрабатывается рабочая документация по объекту. На базе использования УСП могут формироваться договорные цены на разработку проектной документации.

При определении стоимости строительства за счет средств федерального бюджета перечень документов, рекомендуемых для определения стоимости проектных и инженерно-изыскательских работ, определен приказом Росстроя от 20.04.2007 г. № 110 «О перечне документов в области сметного нормирования и ценообра-

328

зования, рекомендуемых для определения стоимости проектных и инженерных изыскательских работ» (в редакции Росстроя от 30.04.2008 г. № 143).

В основу определения УСП положены:

материалы, обобщающие сметные расчеты к проектам и ТЭО конкретных объектов;

требования к строительной и механической части электросетевых объектов, определяемые «Правилами устройства электроустановок» 7-го издания;

«Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35–750 кВ (СО 154–34.20.122– 2006)». Утверждены приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.06.2006 г. № 187;

«Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35–750 кВ (СО 154–34.20.121–2006)». Утверждены приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.06.2006 г. № 187;

«Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35–750 кВ. Типовые решения» (ОАО «ФСК ЕЭС» 56947007–29.240.30.010–2008);

действующие цены на оборудование и материалы заводов-пос- тавщиков.

УСП приведены в базисном уровне цен и не включают НДС. В соответствии с постановлением Госстроя России1 от 08.04.02 № 16 «О мерах по завершению перехода на новую сметно-норма- тивную базу ценообразования в строительстве» за новый базисный уровень принят уровень цен, сложившихся на 01.01.2000 г. Определение стоимости строительства в текущем (прогнозном) уровне цен осуществляется с применением индексов пересчета стоимости в текущий (прогнозный) уровень цен. Индексы представляют собой отношение стоимости продукции, работ или ресурсов в текущем уровне цен к стоимости в базисном уровне цен.

Индексы цен публикуются:

в«Вестнике Управления ценообразования и сметного нормирования Федерального Агентства по строительству и ЖКХ»;

вМежрегиональном информационно-аналитическом бюллетене «Индексы цен в строительстве».

Индексы цен по капитальным вложениям и элементам их технологической структуры по отрасли «Электроэнергетика» приведены в табл. 7.1.

1 В настоящее время – Управление ценообразования и сметного нормирования Федерального Агентства по строительству и ЖКХ РФ.

329

Т а б л и ц а 7.1

Индексы цен по капитальным вложениям и элементам их технологической структуры по отрасли «Электроэнергетика»

(на конец года по отношению к уровню цен по состоянию на 01.01.2000 г.)

Определение стоимости строительства по УСП в текущем (прогнозном) уровне цен осуществляется с применением индексов на капитальные вложения.

Базисные УСП учитывают стоимостные показатели на 1 км воздушных и кабельных линий, а также на ПС в целом и по их основным элементам для нормальных условий строительства в европейской части страны. Для определения стоимости строительства электрических сетей в других районах централизованного электроснабжения рекомендуется применять повышающие зональные коэффициенты к базисной стоимости электросетевых объектов (табл. 7.2).

Для районов Крайнего Севера и приравненных к ним местностей России ориентировочная стоимость строительства линий электропередачи может быть определена применением повышающих коэффициентов 2–2,7. К стоимости сооружения ПС в этих районах

330