Применение математических моделей в задачах управления надежностью электрических сетей энергосистемы тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Васильев, Анатолий Петрович

• Васильев, Анатолий Петрович
• кандидат технических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат технических наук Васильев, Анатолий Петрович

Содержание

стр.

Введение

1.ПРОБЛЕМЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ

1.1. Проблемы функционирования энергосистемы в современных условиях

1.2.Ретроспективный анализ состояния электрических сетей Северо-Запада Российской Федерации

1.3. Статистика аварийных отключений воздушных линий 6-10 кВ

в сетях ОЭС Северо-Запада

1.4.3адачи управления надежностью электрических сетей и методы их решения в современных условиях

2. МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ДЛЯ ОЦЕНКИ «-ПРОГНОЗИРОВАНИЯ НАДЕЖНОСТИ ПАРКА ОБОРУДОВАНИЯ ;./*'■.Г7"

2.3. Оценка текущего состояния, прогнозирование надежности и принятие решений по эксплуатации оборудования электрических сетей

2.2. Комплексная оценка состояния объекта по множеству параметров

2.3. Математические методы содержательного анализа массивов диагностической информации

2.4. Оценка состояния на основе теории размытой информации

2.5. Статистическое оценивание технического состояния и

надежности воздушных линий электропередачи 220-330 кВ

3. МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ДЛЯ ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЙ ПО УПРАВЛЕНИЮ ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

3.1. Определение концепции системы эксплуатации электрической сети

3.2. Математическая модель оценивания структуры систем оперативного обслуживания и ремонта электрических сетей энергосистемы

3.3.Экономико-математическая модель выбора рационального соотношения основных видов работ в электрических сетях

3.4. Определение стратегии повышения надежности воздушных линий электропередачи 0,38-10 кВ

3.5. Модель для выбора оптимального числа секционирующих разъединителей на BJI-10 кВ

3.6.Выбор противоаварийных мероприятий в сетях 6-10 кВ на основе методов теории статистических решений

4. МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ В ЭКСПЕРТНЫХ СИСТЕМАХ ДЛЯ УПРАВЛЕНИЯ НАДЕЖНОСТЬЮ СЕТЕВЫХ ОБЪЕКТОВ

4.1. Разработка концепции экспертной системы для службы эксплуатации высоковольтной сети энергосистемы

4.2. Состав задач для АРМ, связанных с обслуживанием электрических сетей

4.3.Технология оценивания текущего состояния оборудования с помощью экспертной системы

4.4. Модель оценивания состояния с помощью нечетких множеств

4.5. Техника вычислений оценок уверенности

4.6. Алгоритм использования программы оценивания состояния (NABR)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Применение математических моделей в задачах управления надежностью электрических сетей энергосистемы»

Введение

Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей создаются электрические сети, системы связи, транспортные, информационные и другие структуры. Размещение этих структур в пространстве, непрерывность их развития, постоянная модернизация и ремонт, оперативное и техническое обслуживание, вовлечение огромных материальных и людских ресурсов в их создание, большая ответственность за выполнение заданных функций - все это связано с проблемой обеспечения и поддержания их надежности и эффективности.

Современные инженерные методы создания электрических сетей и организации их эксплуатации предполагают использование количественных оценок надежности, чтобы рационально спроектировать электрические сети и создать высокоэффективную и экономичную систему эксплуатации.

Сложившиеся в теории надежности энергетических систем математические методы в основном предназначены для решения задач надежности, возникающих на уровне отдельных устройств и систем локального характера, при этом зачастую без учета возможностей и характера эксплуатации. В действительности, в системах электроснабжения приходится иметь дело с большими территориально распределенными системами, при создании системы эксплуатации которых должно учитываться еще и наличие и состояние дорог, обеспеченность средствами связи и телемеханики, географическое расположение ремонтно-эксплуатационных баз и назначение ремонтных бригад.

Средства обеспечения надежного электроснабжения условно можно разделить на технические и организационно-технические. Одним из наиболее распространенных методов обеспечения надежности электроснабжения потребителей является повышение надежности оборудования и сооружений электрических сетей.

Обеспечение безотказной и долговечной работы любого электротехнического устройства (электрооборудования, электроустановок электрических станций, сетей и энергосистем) основывается на следующих общих положения или средствах, известных автору не только теоретически и по литературным источникам, но и изученных практически в своей инженерной деятельности в Ленэнерго, Государственной инспекции по эксплуатации электростанций и сетей Минэнерго СССР, ОДУ Северо-Запада, Территориальном управлении Госэнергонадзора по Санкт-Петербургу и Ленинградской области.

Соблюдение правил устройства электроустановок (ПУЭ), правил технической эксплуатации (ПТЭ), правил техники безопасности (ПТБ) и инструкций по применению данного устройства (оборудования) является обязательным.

Проверка технического состояния оборудования, находящегося на складе, в резерве, в техническом обслуживании, должна производиться регулярно (осмотр, измерения, диагностирование, отбраковка).

Контроль функционирования должен осуществляться непрерывно или периодически с помощью информационно-измерительной системы и средств технической диагностики, а также путем непосредственного наблюдения и осмотра.

Прогнозирование изменения технического состояния и нагрузок на основе знания процессов деградации и текущей информации о контролируемых параметрах позволяет избежать возникновения отказов по причине старения и износа.

Избыточность (структурная, временная, запасы прочности и ресурса) обеспечивают существенную отсрочку момента отказа и дают возможность его предотвращения.

Предупреждение отказов возможно при своевременном проведении технического обслуживания (проверка, контроль, испытания, замена, ремонт) и полноценного восстановления работоспособности оборудования,

которые, кроме того позволяют продлить срок службы оборудования до запланированного или необходимого уровня.

Анализ аварийной статистики и конкретных случаев отказов и аварий в электроустановках, и обследование состояния установок и оборудования, выполняемые эксплуатационными службами и службами надежности энергосистемы и заводов-изготовителей, аварийной инспекцией энергосистем и инспекторами Госэнергонадзора, позволяют принимать административные и технические меры и предупреждать отказы и аварии на других аналогичных установках. Для сбора и обработки эксплуатационной и диагностической информации о конкретном оборудовании и установках энергосистемы создаются информационные и экспертные системы с применением компьютерной технологии, позволяющие организовать управление эксплуатацией и обеспечить минимальный риск внезапного наступления отказов. Обобщение информации об отказах оборудования и авариях на станциях и в энергосистемах осуществляется фирмой ОРГРЭС, которая выпускает ежегодные отчеты с оценками надежности элементов электроустановок и методические указания и по совершенствованию эксплуатации.

Все указанные выше мероприятия и осуществляются в рамках системы управления надежностью электроэнергетической системы. В качестве действующих лиц этой системы выступают работники эксплуатационных и оперативных служб энергосистемы и ее сетевых предприятий, диспетчерских управлений, чиновники государственных учреждений (Региональных энергетических комиссий и Госэнергонадзора). Успешное функционирование этой системы, как показывает опыт автора, в значительной степени зависит не только от затрачиваемых на это средств, но и от внедрения новейших достижений науки и техники и проведения самостоятельного анализа эффективности принимаемых решений с учетом изменяющихся экономических условий.

Актуальность проблемы. В последние годы экономика России находится в глубоком системном кризисе. Он вызван не только ошибками в экономической политике, но и с ослаблением системы государственного управления, в том числе и энергетикой. Спад промышленного производства создает крайне трудные условия для функционирования энергетической системы и , то же время предопределяет все более высокие требования к управлению надежностью энергосистем. Требуется четкое понимание сложившихся условий, организация формирования оптимальных стратегий управления надежностью энергетических объектов, в том числе и электрическими сетями, количественный анализ принимаемых решений. Для этого необходимо выполнение полномасштабных научных исследований проблемы управления надежностью электрических сетей, как наиболее уязвимого звена электроэнергетической системы. Изучение тенденций, принципов и условий функционирования, совершенствование методов оценки технико-экономической эффективности и надежности электрических сетей становится первоочередной задачей.

В свете указанного проблема управления надежностью электрических сетей является научно-технической проблемой, имеющей важное значение для управления функционированием энергосистем.

Целью диссертационной работы стало совершенствование методов управления надежностью электрических сетей энергосистем с учетом особенностей их иерархической структуры и изменений условий их работы на основе использования математических моделей.

Исследования и разработки по этой проблеме велись автором в течение 1989-1999 годов энергосистеме Ленэнерго, ОДУ Северо-Запада и Ленгосэнер-гонадзоре при поддержке кафедры Электрических станций и автоматизации энергетических систем СПбГТУ. Теоретические положения проработаны до уровня конкретных рекомендаций, решений и принципов, использованных и предлагаемых к использованию в электрических сетях энергосистем.

1 .ПРОБЛЕМЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ

1.1.Проблемы функционирования энергосистемы в современных условиях

После распада СССР расстроилась и его Единая Энергетическая Система. Разрыв экономических связей и развитие рыночных отношений потребовали от руководства энергосистем поиска новых решений и средств для обеспечения надежности функционирования. При этом актуальными становятся новые (ранее не существовавшие) проблемы [1]:

Проблема первая - ценообразование. Федеральное правительство и местные органы власти строго контролируют тарифы на электрическую и тепловую энергию. Поэтому производимая электроэнергия распределяется по фиксированным ценам среди определенных групп потребителей.. Величина тарифов определяется федеральной и региональными энергетическими комиссиями, где потребители электроэнергии имеют значительно большее влияние, чем производители. Цены на электроэнергию, поставляемую на федеральный оптовый рынок мощными электростанциями, устанавливаются, исходя из затрат на ее производство, федеральной энергетической комиссией, которая следит лишь за балансом энергии, мощности и финансов и прохождением платежей, устанавливая их жесткую схему [2]. При таком положении не существует свободного рынка энергии и мощности, и электроэнергия обходится потребителям все дороже, но вырученных поставщиками средств не хватает на развитие и совершенствование производства, так как оплачивается содержание и работа устаревших и неэкономичных энергоустановок. Переход же к свободному рынку в регионах планируется лишь после 2001 года [3] .

Проблема вторая - задолженность потребителей. Серьезной проблемой для энергосистем является высокий уровень задолженности потребителей

(уровень оплаты основной продукции энергосистем составляет 80% и менее, в том числе денежными средствами до 20%, основной долг приходится на потребителей, финансируемых из местных и федерального бюджетов - 70% общей задолженности), которая неблагоприятно сказывается на финансовом положении энергосистем и их предприятий. Задолженность особенно увеличивается при каждом повышении цен на электроэнергию. Постановления Правительства о недопущении отключения большого списка потребителей-неплательщиков не подкрепляется ресурсами и финансами [2].

Проблема третья - убыточность. Если раньше многие электростанции работали не оптимальном режиме в интересах обеспечения надежности и экономичности ЕЭС и возникавшие при этом убытки компенсировались Министерством энергетики из общей прибыли ЕЭС, то теперь энергосистемам и электростанциям никто не компенсирует убытки. Они несут ответственность за нарушения электроснабжения своих потребителей, а не за сальдо-перетоки поэтому они отказываются работать в невыгодных режимах, руководствуясь своими собственными интересами. Например системы стараются не допускать работу ТЭЦ с конденсационными "хвостами", когда коэффициент полезного действия снижается до 40 процентов. Тогда как при работе по тепловому графику коэффициент полезного действия составляет более 80%.

Проблема четвертая - нехватка средств. В каждой энергосистеме, где наблюдается кризис с наличными средствами, ремонтные работы и капитальное строительство страдают в первую очередь. Техническое состояние работающего оборудования ухудшается. Периодичность ремонтов, установленная действующими правилами технической эксплуатации, не всегда отвечает фактическому состоянию оборудования. Реорганизация системы технического обслуживания и ремонта, с использованием информации о состоянии оборудования, требует затрат на создание экспертных систем для управления

процессом эксплуатации и работами по аварийному восстановлению электроснабжению. Эти системы могли бы дать существенную экономию затрат на эксплуатацию, но средств на их создание нет. Так же, как нет средств на сооружение новых энергетических блоков взамен отслуживших свой век.

Проблема пятая - топливоснабжение. Проблема взаимных долгов усложняет отношения между поставщиками топлива и электростанциями, что приводит к срыву поставок топлива, снижению мощности и производства электроэнергии. Так, Ленэнерго оплачивает потребленный газ в размере 3040%. Он поступает на электростанции энергосистемы согласно постановлению Совета Министров без предварительной оплаты. За мазут же предоплата требуется, но денег на него нет. Это привело к отсутствию топлива на электростанциях, где мазут - единственный вид топлива. Невозможность использования этих станций привело к дефициту мощности в системе. Чтобы не допустить снижения частоты до уставок срабатывания АЧР и с целью экономии остатков топлива в рабочие дни недели осенне-зимнего периода нагрузок, как правило, вводятся ограничения потребителей по мощности и электроэнергии, аварийные отключения потребителей по графикам, а иногда и аварийные отключения ключами группового отключения по цепям АЧР.

Серьезно подрывает весь процесс планирования, производства, развития и управления энергосистемой факт изменения стоимости топлива в произвольный момент времени без учета интересов производителей энергии. Необходимо, чтобы Минтопэнерго имело четкую финансовую политику и не меняло ее внезапно без согласования с энергосистемами.

Проблема шестая - перетоки мощности между энергосистемами. В осенне-зимний максимум нагрузок основные линии межсистемных связей в ОЭС Северо-Запада работают на пределе устойчивости. Чтобы значения перетоков мощности по этим линиям не превышали предельно допустимые, производятся

принудительные отключения потребителей (даже при допустимом уровне частоты) по графику аварийных отключений. Так, если не хватает объема САОН Северо-Запада при предельных значениях перетока в сечении ОЭС Центра-ОЭС Северо-Запада, производится отключение потребителей, например в Ленэнерго до 15% от фактического потребления.

Иногда энергосистемы, чтобы отстоять свои интересы, идут на различные ухищрения. Например, при составлении графиков перетоков завышают потребление, чтобы легче было обеспечить выполнение запланированного сальдо-перетока. Существующая методика прогнозирования потребления, основанная на экстраполяции прошлого опыта не совсем приемлема в современных условиях, когда ошибка в планировании может привести к отключению потребителей. Действующее положение о диспетчерском графике предусматривает регулирование межсистемных перетоков (сальдо-перетоков) и потребления путем отключения потребителей. Величина же генерации станций регулируется тарифной политикой, но последняя не находится под контролем энергосистемы.

В летний период, в часы минимального потребления для снижения общего уровня напряжения производится отключение линий 220-3ЗОкВ, в отдельных случаях до 30% линий, в том числе ослабление связей: ОЭС Северо-Запада-ОЭС Балтии, Ленэнерго-Карелэнерго, Ленэнерго-Новгородэнерго. Таким образом ослабление резервных связей - отключение системных и межсистемных линий 220-3ЗОкВ позволяет снизить опасность повреждения оборудования энергосистем.

В то же время отключение одной из связей ОЭС Северо-Запада-ОЭС Центра в ночное время летнего периода вынуждает (по условиям устойчивости) разгружать ЛАЭС (на 200 МВт летом 1996 года), при полном использовании регулировочных возможностей ТЭС и ГЭС.

и

Последствия указанных проблем, в первую очередь, сказываются на надежности энергосистемы и качестве электроснабжения потребителей.

Проблема седьмая - издержки централизации. В доперестроечные времена энергосистемы входили в состав Министерства энергетики и электрификации, которое осуществляло такие важные функции, как проектирование и строительство энергообъектов с учетом действовавших стандартов, норм и правил, но без особого внимания к интересам энергосистем. Теперь энергосистемы стали акционерными компаниями, и 53 % акций принадлежит государству в лице РАО «ЕЭС РФ». Однако РАО по прежнему сохраняет большую часть функций управления: осуществляет диспетчерское управления ЕЭС, контролирует контракты по покупке и продаже электроэнергии между энергосистемами и экспорт электроэнергии, заключает контракты о назначении на должность президентов АО энергосистем, осуществляет надзорные функции. Таким образом энергосистемы получают внешние директивы, касающиеся эксплуатации электростанций и сетей, хотя бремя финансирования полностью несут сами.

Нельзя отрицать ценность большинства документов - они служат делу обеспечения надежности, однако ряд из них устанавливает невыполнимые требования, вследствие отсутствия финансирования. Кроме того, оборудование, материалы и процессы различаются по своим характеристикам, а при большой сложности энергетического оборудования и установок не всегда предлагаемое решение оптимально для всех случаев.

Финансовое положение энергосистемы будет неустойчивым до тех пор, пока нормы, правила и директивные указания будут направлены на регламентацию производства, а не на общий результат деятельности. Переход от централизованного управления эксплуатацией объектов энергетики к более независимому, действующему в условиях рынка требует новых методов

управления. Необходимо устранить противоречия между документами по обеспечению надежности и документами по организации функционирования энергосистем в рыночных условиях, принять концепцию взвешенных решений и разумного риска.. Однако при этом возможные риски должны быть выявлены и управляемы. Для этого тарифы должны устанавливаться на уровне, который обеспечит выполнение энергосистемой договорных обязательств - установленной нормы надежности. Издержки должны быть распределены между потребителями в зависимости от надежности с учетом потребляемой энергии, то есть цена услуг, предоставлямых энергосистемой, должна быть увязана с издержками [2].

Чтобы энергосистемы могли надежно работать в условиях рыночной экономики необходимо:

1. В процессе планирования и стратегического управления дать возможность самим системам справиться с неопределенными ситуациями и постоянно меняющимися условиями рынка ресурсов и энергии.

2. Определить права и обязательства энергосистемы по всему кругу внешних вопросов, которые влияют на финансовую и хозяйственную деятельность системы, эксплуатацию оборудования и надежность энергоснабжения и возникают при текущем управлении, планировании на ближайшую перспективу и разработке концепции развития энергетики региона.

3. Обеспечить большую свободу руководству энергосистемы, электростанций и сетевых предприятий в отношении технического обслуживания и ремонтов оборудования, которые должны тем не менее отвечать политике и целям корпоративного плана РАО в области надежности.

4. Политику и нормативную базу строить с учетом международного опыта как в отношении проектирования энергообъектов, так и организации эксплуатации оборудования, принимая во внимание и цену надежности , и риск от

ее снижения, и старение оборудования, и недоиспользование ресурса его частей при списании и ремонтах.

5. Для обеспечения надежного и эффективного оперативного управления разработать соответствующие экспертные компьютерные системы в помощь диспетчерским службам и службам технического обслуживания и ремонтов электростанций и сетей. Их применение, как показывает зарубежный опыт, значительно сокращает затраты на эксплуатацию при одновременном поддержании надежности электроснабжения на высоком уровне.

1.2. Ретроспективный анализ состояния электрических сетей Северо-Запада Российской Федерации

Статистика показателей производственной и экономической деятельности сетевых предприятий региона за 1986-1994 г.г. дала возможность выявить причины их изменения и поставить задачу оптимизации программы работ по"техническому обслуживанию, ремонтам и модернизации электрооборудования. Решение ее по критерию минимума затрат и вложений с учетом ущерба от недоотпуска электроэнергии при ограничениях по различным видам материальных, финансовых и трудовых ресурсов осуществимо методами линейного программирования. В качестве исходных данных были использованы показатели из массива вышеупомянутой ретроспективной информации [4].

Современное состояние электрических сетей обусловлено общим кризисным состоянием энергосистем России, характеризуемым спадом производства и старением энергетического оборудования. В табл. 1.2.3 показано изменение таких показателей как: относительный (в % к предыдущему году) рост энергопотребления, число аварийных отключений (в год на 1 ООО условных единиц электрических сетей), аварийный недоотпуск (тыс. кВт-ч в год на 1000

условных единиц электрических сетей),-для сетей: 6-10 кВ, 35-110 кВ, 330 кВ. Статистические данные свидетельствуют о сокращении отпуска электроэнергии после 1991 года, что объясняется не только сокращением спроса, но и внутренними трудностями энергетической отрасли. В частности, из-за сдерживания тарифов на электроэнергию и попутно вырабатываемую тепловую энергию происходит принудительное отключение потребителей в часы максимума нагрузки. Изменение показателей, характеризующих состояние эксплуатации, имело негативный характер уже с начала наблюдений (1986 г.): это и рост числа аварийных отключений линий 35-330 кВ, и рост недоотпуска электроэнергии потребителям.

Таблица 1.2.1

Изменение показателей функционирования сетей энергосистем Северо-Запада

Показатели Годы

1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994

Изменение

потребления,

%% к преды-

дущему году +4,1 +3,8 +2,2 +0,58 +0,53 -1,1 -10,2 -8,5 -11,8

Число аварий-

ных отключе-

ний на 100 км

в сетях:

6-10 кВ а 45,0 47,4 45,0 47,9 57,2 34,8 57,6 32,8 47,4

35-110 кВ 4,6 6,5 6,3 21,9 16,2 15,4 15,2 19,9 20,3

330 кВ 2,8 7,5 8,3 2,7 - - 15,0 12,3 9,6

Аварийный

недоотпуск

электроэнергии,

тыс. кВт.ч

в сетях:

6-10 кВ 22,0 30,1 31,5 37,9 51,9 37,1 46,7 36,9 33,3

35-110 кВ 5Д 6,3 7,5 50,6 52,4 68,8 42,6 37,5 22,6

330 кВ 7,3 7,9 126,1 243,5 - - 469,2 30,1 13,7

В табл. 1.2.2 показано изменение затрат на эксплуатацию (тыс.руб на 1000 условных единиц сети в год): на текущее обслуживание, на капитальные ремонты, на аварийные ремонты. Фактические затраты на текущее обслуживание и капитальные ремонты до 1990 года росли, однако оставались ниже требуемых на проведение работ, предусмотренных действующими нормативами (фактически осваивалось от 40 до 65% средств). С 1991 года наблюдается снижение этих затрат, особенно, на капитальные ремонты.

Таблица 1.2.2

Ежегодные затраты в электрических сетях Северо-Запада РФ, тыс. руб. на 1000 условных единиц

Сети 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994

На текущее обслуживание

4-10 кВ 7,3 9,4 11,3 20,2 22,8 553 4712 37024

35-110 кВ 1,7 " 2,2 3,7 11,1 12,0 147 998 16570

330 кВ 0,9 0,7 1,4 1,8 3,9 44 334 267320

На капитальные ремонты 6-10 кВ 20,2 23,2 22,5 44,6 44,6 46,0 1123 10036 45563 35-110 кВ 9,4 12,7 13,5 25,6 28,9 17,8 354 2346 24908 330 кВ 24,5 27,0 26,9 - -----

На аварийные ремонты

6-10 кВ 2,4 2,6 2,0 7,2 6,6 6,3 256 1476 7407

35-110 кВ 0,7 0,7 0,5 4,3 4,7 3,1 72 398 3584

330 кВ 0,14 0,24 0,17 1,9 - - 29 163 171

Затраты на аварийные ремонты растут, как растет и число нарушений в работе электрических сетей, и недоотпуск электроэнергии, и число обнаруженных дефектов на работающем оборудовании. По-прежнему одной из основных причин отключений линий является падение деревьев на провода.

Сеть 35-330 кВ постепенно стареет и продолжает удовлетворительно функционировать лишь благодаря 20-40 процентному сокращению нагрузки из-за экономического спада. Теперь для поддержания работоспособности требуется более высокий уровень ремонта и увеличение связанных с ним эксплуатационных затрат, так как последние сильно зависят от возраста оборудования. В ряде мест (например, подстанции 35-110 кВ в Санкт-Петербурге, электрические сети Архангельской области) оно настолько устарело, что замена оборудования стала первоочередной задачей. Средний возраст подстанций 35-110 кВ Ленэнерго составляет 30 лет.

Анализ показывает, что фактические затраты, направленные на восстановление электрических сетей, пришедших в негодность, значительно меньше, чем это требуется, исходя из действовавших ранее нормативов. Так в 1981 - 1985 годах фактически осваивалось 25-30% средств, предусмотренных нормативами. Абсолютное сокращение капиталовложений в электрические сети началось с 1986 г., но с 1991 г. сокращение объема инвестиций стало особенно интенсивным. Общий объем инвестиций продолжает снижаться из-за высокой инфляции и дефицита бюджета. Однако, учитывая возраст и состояние оборудования, можно заключить, что в ближайшем будущем потребуются крупные капиталовложения в обновление электрических сетей.

В течение 1985-1994 г.г. не произошло качественного улучшения методов эксплуатации сетей. Не было и улучшения в обеспечении персонала средствами малой механизации, специальными механизмами (обеспеченность не более 20% от действующих норм). Положение усугубляется: - удушающей инфляцией и очень высокими процентными ставками кредита, - отсутствием доступа к инвестициям и финансированию в ситуации, когда требуются крупные капиталовложения в новое оборудование, - унаследованной неудовлетворительной структурой цен и задержкой требуемого повышения

тарифов, - резким повышением цен на топливо, - относительным старением рабочей силы.

В доперестроечные времена эксплуатация (организация технического обслуживания и ремонтов) ориентировалась на нормы, а развитие электрических сетей на установленные задания плана электрических сетях Рыночная экономика требует переоценки взглядов и методов управления. Теперь приходится финансировать эксплуатацию за счет собственных средств. Из-за непоступления средств (кризис неплатежей) приходится многие необходимые работы откладывать, чтобы свести текущий баланс средств. Многие старые нормы не отвечают требованиям рыночной экономики в отношении необходимых затрат. В новых условиях правильная оценка необходимых затрат - ключ к рациональному планированию действий по управлению эксплуатацией, координированному эффективному использованию ресурсов (финансовых, материальных и трудовых).

Анализируя состояние и возможности рационализации эксплуатации электрических сетей, необходимо построить математическую модель и проанализировать взаимодействие двух основных процессов: процесса эксплуатационных мероприятий, направленных на поддержание и восстановление нормативных характеристик оборудования, и естественного процесса износа и старения электрических сетей, вызывающего перерывы электроснабжения и недоотпуск электроэнергии.

Эксплуатационные мероприятия в большинстве действующих нормативных документов разделяются на три группы: текущее обслуживание, капитальные ремонты, аварийные ремонты. Связанные с ними затраты изменяются в течение всего срока службы электрических сетей, изменяется и соотношение затрат в группах. Какова же оптимальная величина эксплуатационных затрат и каким должно быть соотношение затрат по группам эксплуатационных работ

для электрических сетей различных классов напряжения? Каким образом должно меняться это соотношение? Какова приоритетность различных видов работ, принимая во внимание, что в последние 5-10 лет эксплуатационные подразделения испытывают большой дефицит ресурсов и приходится совершенно сознательно идти на невыполнение целого ряда необходимых эксплуатационных работ.

Результативность эксплуатационных работ оценивается количеством нарушений в работе электрических сетей, недоотпуском электроэнергии, ущербом для энергосистемы по причине уплаты неустойки потребителям. Оптимальным решением по плану работ будет такое, которому будут соответствовать минимальные затраты на эксплуатацию, включая ущерб:

3 = ЕНК + И + У, (1)

где Е н - нормативный коэффициент эффективности, определяемый учетной ставкой банковского кредита, К - капиталовложения в сетевые объекты (строительство линий и подстанций, обновление парка оборудования, создание резерва трансформаторов и аппаратов, информационно-управляющих и экспертных систем и т.д.), И - издержки на эксплуатацию (техническое обслуживание, капитальные ремонты, управление), У - ущерб из-за отказов (затраты на аварийный ремонт, неустойка, потеря дохода из-за отключения потребителей).

Состояние эксплуатации характеризуют последние две составляющие затрат. На величину их влияет множество разнообразных факторов: характеристики применяемого оборудования и материалов, конструктивное выполнение воздушных линий, схемы электрических сетей, обеспеченность средствами технической диагностики и др. Оптимальным является такой план

эксплуатационных работ, при котором принимает минимальное значение целевая функция:

п

\|/(И + У) = £ [ И4 + F(H j )] ->• min, MeQ (2)

i=i

при ограничениях

n

Q = {И е R" | £ ciy И i < b j, j - 1,2,...m }, (3)

i=l

где И, У e R n - n-мерное Евклидово пространство, n - количество видов затрат наэксплуатацию, Q- множество допустимых планов распределения ресурсов на все виды работ, ш - количество ограничений, oty - коэффициенты, b j - правые части ограничений, И; - затраты на i-й вид обслуживания, F(Hj) - ущерб от невыполнения работ по i-му виду обслуживания

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Васильев, Анатолий Петрович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненных автором исследований :

1. Выявлены проблемы управления надежностью электрических сетей энергосистем, сформулированы задачи создания экспертных систем для прямого управления эксплуатацией оборудования и сетевых объектов на различных уровнях иерархической структуры энергосистемы и энергетической отрасли. Необходимость и целесообразность применения математических моделей в задачах управления надежностью доказана со всей очевидностью.

2. Исследованы возможности применения статистических методов анализа и экспертных оценок для оценки и прогнозирования надежности парка оборудования. Показано, что в условиях неполных массивов недостоверной информации для диагностирования состояния конкретных объектов эффективным средством является применение теории нечетких множеств и размытой логики.

3. Разработаны математические модели управления эксплуатацией электрических сетей энергосистемы, в том числе:

4. Для анализа и прогнозирования надежности воздушных линий модель оценивания текущего состояния и мероприятий по обеспечению надежности воз душных линий электропередачи 220-330 кВ.

5. Для стратегического управления надежностью воздушных линий разработана экономико-математическая модель выбора рационального соотношения основных видов работ в электрических сетях энергосистем, которая позволяет распределить имеющиеся (ограниченные) ресурсы оптимальным образом между объектами электрических сетей и видами эксплуатационных работ.

6. Для В Л 0,38-10 кВ, отключающихся в условиях воздействия сильного ветра, гололеда, совместного действия ветра и гололеда разработана математическая модель выбора стратегий повышения надежности воздушных линий.

7. Разработан алгоритм определения оптимального количества разъединителей на ВЛ 6-10 кВ. Продолжительность аварийных и плановых отключений потребителей, подключенных к этим линиям, существенно зависят от количества секционирующих разъединителей. Предлагаемый алгоритм позволяет на основе фактических статистических данных определить оптимальное число разъединителей на воздушных линиях.

8. Разработана концепция экспертной системы для службы эксплуатации электрооборудования и сетевых объектов энергосистемы и определены задачи которые решаются с помощью этой системы в подразделениях высоковольтных линий и распределительных сетей.

9. Создан алгоритм и программа оценивания состояния оборудования и сетевых объектов и принятия решений по их дальнейшей эксплуатации на основе теории размытой информации.

Все рассмотренные и разработанные модели прощли практическую апробацию в энергосистеме Ленэнерго и энергосистемах Северо-Запада.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Васильев, Анатолий Петрович, 1999 год

Список литературы

1. Васильев А.П., Гук Ю.Б. Проблемы обеспечения надежности энергосистем Северо-Запада в современных условиях // В сб. Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып.48. -Мурманск, 1996.

2. Васильев А.П., Гук Ю.Б. Проблемы организации рынка услуг по производству, передаче и распределению электрической энергии. - СПб: Изд ГУ Ленгосэнергонадзор, 1999. 216 с.

3. Программа действий по повышению эффективности работы и дальнейшим преобразованиям в электроэнергетике Российской Федерации.Проект. // РАО «ЕЭС России». Председатель правления Чубайс А.Б. -М ., 1998.

4. Ретроспективный анализ состояния электрических сетей / А.П.Васильев, Н.В.Вилков, Ю.Б.Гук и др.// В сб. Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Выпуск 47. -Киев, 1995. с.27-35.

5. Васильев А.П. О надежности ВЛ 6-10 кВ и эффективности противоаварий-ных мероприятий в электрических сетях Северо-Запада // Энергетик №12 1989.

6. Васильев А.П . Статистический анализ аварийных отключений ВЛ 10 кВ сельскохозяйственного назначения // В сб. научных трудов ЛГАУ , 1991.

7. Шлейфман И.Л. Контроль расхода коммутационного ресурса выключателя высокого йапряжения в условиях эксплуатации // Электрические станции 1993 № 1. с.45-48.

8. Выбор стратегии обслуживания высоковольтного оборудования подстанций 330 кВ на основе данных аварийной статистики и диагностической информации / Ю.Б.Гук, В.В.Карпов, А.П.Васильев и др. // В сб. научн. тр. Электроэнергетика. К 90-летию электромеханического факультета. СПб. Изд. СПбГТУ, 1992. с.34-41.

9. Прогнозирование надежности высоковольтных выключателей с помощью математической модели отказов / Ю.Б.Гук, Л.Б.Довжик, Г.Т.Мессерман, В.Ф.Никифорова // Электричество 1969 №11. с.5-10.

10. ГОСТ 27.201-81. Надежность в технике. Оценка показателей надежности при малом числе наблюдений с использованием дополнительной информации.

11. ГОСТ 27.302-86. Надежность в технике. Методы определения допускаемого отклонения параметра технического состояния и прогнозирования остаточного ресурса.

12. Using fuzzy sets to model the uncertainty in the fault location process of distribution networks/ P.Jarventausta, P.Verho, J.Partanen (Finland)// IEEE Trans, on Power Delivery, v.9 № 2 1994, pp 954-960.

13. A fuzzy information approach to integrating different transfonner diagnostic methods / K.Tomsovic, M.Tapper, T.lngvarsson // IEEE Trans, on Power

delivery, v.8 № 3 1993. pp 1638-1646.

14. Practical use expert systems in planning and operation of power systems / CIGRE Task Force 38.06.03 //ELECTRA No 146 February 1993. pp 31-67.

15. Lotfi A. Zadeh. Fuzzy Logic, Neural Networks and Soft Computing. // Communication of ACM. March 1994,37 № 3, pp 77-84.

16. Гук Ю.Б. Теория надежности в электроэнергетике. -Л.. Энергоатомиздат, 1990. -208 с.

17. Математические модели для оценки текущего состояния, прогнозирования надежности и принятия решений по эксплуатации оборудования электрических сетей // А.П.Васильев, Ю.Б.Гук, В.М.Гульков и др./ В сб. Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып.47.-Киев, 1995. с.75-88.

18. Андерсон Т. Введение в многомерный статистический анализ. Пер. с англ. -М. 1963.

19. Кендалл М.Дж., Стьюарт А. Многомерный статистический анализ и временные ряды. Пер. с англ.. М. 1976.

20. The MV-NUTSHELL Brochure: A Concise Introduction to Multivariate Analysis by Richard V.S.Wright version issued 20 July 1994.

21. Экспертные системы для организации управления эксплуатацией электрооборудования и сетевых объектов / Васильев А.П., Гук Ю.Б., Карпов В.В. и др.// В сб. Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. - СПб: Изд. ПЭИПК, 1997. с. 307-317.

22. Гук Ю.Б., Васильев А.П., Турлов Г.В. Экспертные системы для управления надежностью электрооборудования электрических сетей энергосистемы // Материалы Всероссийского совещания-семинара «Повышение роли «инспекторского состава Госэнергонадзора в осуществлении контроля за тех ническим состоянием и безопасной эксплуатацией электрических и тепловых установок, рациональным использованием энергии». - СПб: Изд. ПЭИПК, 1998Гс^7бТ ~

23. Васильев А.П., Гук Д.Ю., Турлов Г.В. Математические методы содержательного анализа диагностической информации // В сб. Электротехника и электроэнергетика. Вопросы надежности. Труды СПбГТУ № 460. СПб: Изд-во СПбГТУ, 1996. с.104-111.

24. Барг И.Г.,Эдельман В.И. Воздушные линии электропередачи - М.: Энергоатомиздат, 1985.-248 с.

25. Васильев А.П . , Вилков Н.Б. Математическая модель оценивания структуры оперативного обслуживания и ремонта электрических сетей // В сб. Электротехника и электроэнергетика. Вопросы надежности. Труды СПбГТУ

№ 460. СПб: Изд-во СПбГТУ, i996. с. i 79-182.

26. Васильев А.П., Гук Ю.Б., Гульков В.М., Карпов В.В., Турлов Г.В. Оценивание текущего состояния и организация эксплуатации воздушных линий электропередачи 220-330 кВ // В сб. Электротехника и электроэнергетика. Вопросы надежности. Труды СПбГТУ № 460. -СПб: Изд. СПбГТУ, 1996. с.147-151.

27. Васильев А.П . , Вилков Н.Б. Экономико математическая модель соотношения основных видов работ в электрических сетях объединений // В сб. тезисов докладов Всесоюзного совещания «Экономические методы управления в энергетических объединениях в условиях рыночной экономики». -М.1991.

28. Васильев А.П . , Вилков Н.Б. Стратегия повышения надежности воздушных линий 0,38-10 кВ, при проектировании которых не учитывались фактические механические нагрузки // Сборник докладов третьего съезда Санкт-Петербургского Союза научно-технических обществ. СПб, 1995.

29. Тисленко В.В., Фешенко П.П., Шевляков В.И. Развитие комплексной автоматизации сельских электрических сетей. - Энергетик. 1985. №11.

30. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства. М., 1986.

31. Васильев А.П., Вилков Н.Б. Модель выбора оптимального числа секционирующих разъединителей на BJI-10 кВ.// В сб. Материалы Всероссийского совещания-семинара «Повышение роли инспекторского состава Госэнегонадзора » . СПб: Изд. ПЭИПК, 1999.

32. Explorring user requirements of expert systems in power system operation and control. Report of TG 39.93 CIGRE. Electra№ 146 February 1993.

33. P.J.M.van Son e.a.: Proceedings of IFACs Round Table Discussion on "The introduction of Expert Systems and Fuzzy Logic into the Operation Enviroment

^етУглхгтг Dionfc опИ Рпи/аг Q\;ctpmcn if А г* М|1п'сЬ Mar^h 1992

УЛ 1 VVW1 А 1ШИО UUU A. vrr VI uj ^IVIHU 5«* * 1 ^ V.iw * * " • " ✓ — .

34. C.C.Liu e.a."Practical Use of Expert Systems in Planning and Operation of Power Systems", report of TF38.06.03 published at the CIGRE Session Aug. 1992, Paris. (Депонировано в центральном бюро СИГРЭ).

35. CIGRE WG 38.6/TF38.6.2, T.S.Dillon e.a.:"Survey on Expert Systems in Alarm Handling", CIGRE Electra, Jan. 1992. (Депонировано в центральном бюро СИГРЭ).

36. Гук Ю.Б., Гук Д.Ю., Мазуркевич А.Н. Нечеткие множества и размытая логика в задачах диагностического анализа неполных массивов недостоверной информации // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып.49. - СПб, Изд. ПЭИ ПК, 1997. с.252-260.

37. Васильев А.П., Гук Ю.Б. Роль и задачи территориального управления Госэнергонадзора. Системная концепция // В сб. Материалы Всероссийского ,

совещания-семинара «Повышение роли инспекторского состава Госэнерго надзора в осуществлении контроля за техническим состоянием и безопасной эксплуатацией электрических и тепловых установок, рациональным использованием энергии». -СПб: Изд. ПЭИПК, 1998. с.6-22

38. Васильев А.П., Гук Ю.Б. Расследование технологических нарушений как средство управления надежностью и безопасностью энергоустановок. Материалы Всероссийского совещания-семинара «Повышение роли инспекторского состава Госэнергонадзора в осуществлении контроля за техническим состоянием и безопасной эксплуатацией электрических и тепловых установок, рациональным использованием энергии».-СПб: Изд. ПЭИПК, 1998. с.162-175.

39. Васильев А.П., Таджибаев А.И., Кузнецов Е.П. О повышении роли инспекторского состава в осуществлении контроля за техническим состоянием и

безопасной эксплуатацией электрических и тепловых установок, рациональным использованием энергии // Промышленная энергетика №10 1998.

40. Васильев А.П., Гук Ю.Б., Матецкая Н.Б. Управление государственного энергетического надзора как орган регулирования энергетики субъекта Российской Федерации (надежность, экономичность и безопасность). Материалы российско-германского семинара, Аахен, Германия). 1998.

41. Васильев А.П., Гук Ю.Б. Математическое моделирование процесса торгов на энергетическом рынке. Материалы российско-германского семинара, Аахен , Германия). 1998.

42. Васильев А.П., Гук Ю.Б., Клементьева H.A., Матецкая Н.Б. Роль Территориального управления госэнергонадзора в обеспечении энергетической безопасности субъекта Федерации России // В сб. Материалы докладов Международной научной конференции «Экономическая безопасность государства и энергетика в ее обеспечении».-.Киев, 1998.