Содержание к диссертации
Введение
1 Состояние проблемы, постановка цели и задач исследования 16
1.1 Состояние эксплуатационной надежности и средства обеспечения эффективного управления распределительными электрическими сетями ... 16
1.2 Система планово-предупредительного ремонта 20
1.3 Структура и характеристика объекта исследования 22
1.4 Традиционные методы оценки технического состояния электроустановок распределительных электрических сетей 28
1.4.1 Методы визуального осмотра и проверок 30
1.4.2 Методы диагностирования внешней и внутренней изоляции 31
1.5 Оценка технического состояния электроустановок распределительных электрических сетей с использованием методов экспертных оценок 44
1.5.1 Классификация методов экспертных оценок 44
1.5.2 Метод ранжирования 49
1.5.3 Метод парных сравнений 50
1.5.4 Метод лингвистических оценок 52
1.6 Постановка целей и задач исследования 53
2 Оценка технического состояния электроустановок среднестатистического сетевого района 56
2.1 Оценка технического состояния электроустановок 4 и 5 уровней электроснабжения по традиционной методике 56
2.2 Практическая реализация методики комплексной оценки технического состояния электроустановок 4 и 5 уровней электроснабжения по методике с использованием метода лингвистических оценок 58
2.2.1 Организационные мероприятия 59
2.2.2 Критерии качественных оценок технического состояния 60
2.2.3 Описание и реализация компьютерной программы 64
2.3 Оценка достоверности полученных результатов 75
Выводы по главе 76
3 Разработка планов эффективной эксплуатации электроустановок среднестатистического сетевого района 78
3.1 Алгоритм разработки планов технического обслуживания и ремонта электроустановок распределительных электрических сетей 78
3.2 Практическая реализация методики разработки среднесрочных и многолетних планов технического обслуживания и ремонта для электроустановок распределительных электрических сетей 81
3.2.1 Организационные мероприятия 81
3.2.2 Критерии попарного сравнения 81
3.2.3 Описание и реализация компьютерной программы 82
3.3 Оценка достоверности полученных результатов 91
3.4 Разработка планов технического обслуживания и ремонта для электроустановок среднестатистического сетевого района 91
Выводы по главе 91*
4 Частный алгоритм обновления электроустановок среднестатистического сетевого района 93
4.1 Эффективность источников инвестирования электроэнергетической отрасли 93
4.2 Целевые средства на обновление электроустановок распределительных электрических сетей 95
4.3 Частный алгоритм обновления электроустановок среднестатистического сетевого района 100
4.4 Определение объема целевых средств 102
4.5 Экономический эффект при использовании целевых средств для снижения технических потерь 105
4.6 Экономический эффект при использовании целевых средств для снижения коммерческих потерь 106
4.7 Оценка эффективности использования целевых средств на обновление электроустановок среднестатистического сетевого района 108
Выводы по главе 114
Заключение 116
Список литературы 120
Приложения 131
- Состояние эксплуатационной надежности и средства обеспечения эффективного управления распределительными электрическими сетями
- Критерии качественных оценок технического состояния
- Алгоритм разработки планов технического обслуживания и ремонта электроустановок распределительных электрических сетей
- Целевые средства на обновление электроустановок распределительных электрических сетей
Введение к работе
Немаловажная роль в обеспечении надежной работы всей энергосистемы принадлежит распределительным электрическим сетям (РпЭС), эффективность функционирования которых напрямую зависит от технического состояния эксплуатируемых сетевыми организациями (СО) электроустановок (ЭУ), посредством которых обеспечивается передача, преобразование и распределение электрической энергии (ЭЭ).
По информации из различных источников, в настоящее время у значительного количества (70% и более) эксплуатируемых СО электроустановок закончился или подходит к концу номинальный срок службы. При этом их технический износ (ТИ) имеет недопустимо высокие значения, что соответственно для эксплуатационного персонала затрудняет задачу обеспечения эффективного и безопасного функционирования РпЭС в целом. Кроме того, для СО задача обеспечения эффективного и безопасного функционирования РпЭС усугубляется ограниченностью финансового обеспечения, что, в свою очередь, не позволяет выполнять в полном объеме регламентированных нормативно-технической документацией (НТД) эксплуатационных мероприятий, направленных на предотвращение преждевременного износа и разрушения элементов эксплуатируемых ЭУ.
В сложившейся ситуации одним из главных путей в обеспечении требуемого уровня эксплуатационной надежности РпЭС имеющимися трудовыми и материальными ресурсами является определение фактического состояния ЭУ с последующим приоритетным планированием и выполнением необходимых эксплуатационных мероприятий.
Широкое разнообразие возможных дефектов в электроустановках РпЭС, возникающих и развивающихся в процессе их эксплуатации, требует большого количества методов контроля различной направленности. При этом контролируемые показатели применяемых СО методов оценки технического состояния (ОТС) отличаются также широким разнообразием и, соответственно, их сравнительная оценка является многофакторной задачей, что влечет за собой необходимость использования сложных математических методов для решения трудноформализуемых задач. Кроме того, ни один из применяемых СО методов ОТС не обеспечивает комплексной оценки всей ЭУ, а рассматривает только ее отдельные элементы. Поэтому в отечественной электроэнергетической отрасли, не обладающей большими инвестиционными вкладами, при комплексной ОТС электроустановок наиболее эффективно применение системы экспертных оценок, согласно которой принятие решения о техническом состоянии оцениваемого объекта строится на базе знаний высококвалифицированных экспертов.
В данной диссертационной работе разработана и предлагается к использованию СО методика обеспечения эффективной эксплуатации электроустановок РпЭС. Ее использование позволяет с высокой точностью и досто-
верностью выполнить комплексную оценку технического состояния ЭУ, разработать технически обоснованные среднесрочные и многолетние планы технического обслуживания и ремонта (ТОиР), программы технического перевооружения и реконструкции (ТПиР), повышая тем самым эффективность использования имеющихся у СО материальных и трудовых ресурсов и обеспечивая эффективное и безопасное функционирование РпЭС в целом.
Практическая реализация разработанной методики в диссертационной работе выполнена на примере электроустановок РпЭС 0,4-10 кВ среднестатистического электросетевого района (СЭСР), обеспечивающего электроснабжение объектов агропромышленного комплекса Медведевского административного района Республики Марий Эл.
Цель исследований
Основной целью диссертационной работы является разработка методики обеспечения эффективной эксплуатации электроустановок распределительных электрических сетей с использованием экспертных оценок.
Задачи
-
Выполнить комплексную оценку технического состояния функционирующих электроустановок среднестатистического электросетевого района.
-
На основе результатов комплексной оценки технического состояния разработать планы технического обслуживания и ремонта функционирующих электроустановок среднестатистического электросетевого района.
-
Определить источники дополнительного финансирования для обновления электроустановок в зависимости от объема передаваемой через распределительные электрические сети электрической энергии.
-
Для рассмотренного в работе среднестатистического электросетевого района разработать и просчитать по времени реализации частный алгоритм обновления функционирующих электроустановок.
Методы исследования
Для решения поставленных задач использовались дифференциальные уравнения теории вероятностей, теория нечетких чисел, математический аппарат неразложимых неотрицательных матриц.
Научная и техническая новизна работы
-
Впервые для комплексной оценки технического состояния электроустановок распределительных электрических сетей применен метод лингвистических оценок, позволяющий в сочетании со специально разработанной компьютерной программой «Лингэ» выполнить оценку значительного количества объектов и получить количественные значения их технического износа.
-
Впервые для разработки среднесрочных и многолетних планов технического обслуживания и ремонта, программ технического перевооружения и реконструкции электроустановок распределительных электрических сетей применен метод парных сравнений, позволяющий в сочетании с адаптиро-
ванной компьютерной программой «Эксперт» определить приоритет технического состояния оцениваемых объектов.
3. Для рассмотренного в работе среднестатистического электросетевого района разработан и просчитан по времени реализации частный алгоритм обновления функционирующих электроустановок.
Практическая ценность работы
1. Сетевым организациям предложена методика обеспечения эффектив
ной эксплуатации электроустановок РпЭС, позволяющая:
минимизировать затраты на определение фактического состояния эксплуатируемых электроустановок;
автоматизировать оценку технического состояния объектов РпЭС;
получить с достаточно высокой точностью и достоверностью количественные значения технического износа оцениваемых ЭУ;
технически обоснованно планировать сроки и объем эксплуатационных мероприятий;
- контролировать реальное техническое состояние эксплуатируемых
ЭУ, избавиться от их «внезапных» отказов.
-
В соответствии с разработанным частным алгоритмом обновления ЭУ в условиях произошедшей реструктуризации электроэнергетической отрасли предложен вариант изыскания дополнительных материальных средств для кардинального решения данного вопроса.
-
На примере ЭУ рассмотренного в работе СЭСР предложены варианты снижения технических и коммерческих потерь в РпЭС 0,4-10 кВ, определен экономический эффект при их реализации.
Достоверность полученных результатов
Достоверность полученных результатов основана на данных многолетнего применения системы ППР в электротехнической отрасли, опыте работы на производстве соискателя и экспертов, непосредственно занимающихся организацией производственного процесса эксплуатации электроустановок распределительных электрических сетей. В свою очередь, достоверность сделанных выводов и заключений по полученным результатам определяется корректным использованием необходимых методов и средств при решении поставленных задач.
Положения, выносимые на защиту:
-
Методика комплексной оценки технического состояния электроустановок распределительных электрических сетей.
-
Методика разработки среднесрочных и многолетних планов технического обслуживания и ремонта, программ технического перевооружения и реконструкции электроустановок распределительных электрических сетей.
-
Частный алгоритм обновления электроустановок распределительных электрических сетей 0,4-10 кВ.
Апробация работы
Результаты работы, полученные в ходе проведения научных исследований, и выводы, сделанные на их основе, докладывались и обсуждались на научно-технической конференции МарГТУ (Йошкар-Ола, 2007); Всероссийской междисциплинарной научной конференции с международным участием (Вавнловские чтения) (Йошкар-Ола, 2007); Межрегиональной научно-практической конференции ЧПИ (филиал ГОУ ВПО МГОУ) (Чебоксары, 2008, 2009); X Международной межвузовской школе-семинаре «Методы и средства технической диагностики» (Йошкар-Ола, 2008); Международной научно-технической конференции «Энергетика-2008: инновации, решения, перспективы» КГЭУ (Казань, 2008).
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 10 работах, в том числе одна в рекомендованном для публикации журнале по списку ВАК. В данных публикациях соискателем определены критерии ОТС электроустановок рассмотренного СЭСР, представлены результаты ОТС функционирующих ЭУ и их попарного сравнения, рассмотрен вариант изыскания дополнительных средств для обновления объектов РпЭС.
Структура работы
Диссертационная работа изложена на 229 страницах, содержит введение, четыре главы, заключение, список литературы, приложения, 18 рисунков и графиков, 13 таблиц. Список использованных источников включает 113 наименований.
Состояние эксплуатационной надежности и средства обеспечения эффективного управления распределительными электрическими сетями
Устойчивое функционирование электроэнергетического комплекса России невозможно без надежной и качественной работы распределительных электрических сетей, являющихся завершающим звеном в системе обеспечения конечных потребителей электрической энергией.
Основными показателями эксплуатационной надежности [11] распределительных электрических сетей являются частота и длительность перерывов в электроснабжении потребителей. При этом для сетевых организаций одной из основных задач эффективного управления распределительными электрическими сетями является обеспечение работоспособности функционирующих электроустановок при реализации системы ремонтно-эксплуатационного обслуживания с наименьшими затратами трудовых и материальных ресурсов [11].
В силу произошедших перемен в нашей стране в 90-е годы XX века, из-за недостаточного финансирования было нарушено выполнение не только программ ТПиР электроустановок с истекшим номинальным ресурсом, являющихся наиболее затратными, но и выполнение планов ТОиР. Данное обстоятельство привело не только к значительному физическому износу эксплуатируемых электроустановок (в эксплуатации находится более 40% ЭУ с выработанным номинальным ресурсом [3]), но и их моральному старению. В результате, показатели эксплуатационной надежности РпЭС в последние годы практически не изменяются, оставаясь невысокими в сравнении с аналогичными показателями зарубежных стран [3]. Так, в частности в распределительных электрических сетях 6-10 кВ в течение года происходит, в среднем, 26 отключений из расчета на 100 км линии электропередачи, в сетях 0,4 кВ - до 100 отключений. Соответственно, в течение года происходит до 5-6 нарушений электроснабжения присоединенных к РпЭС потребителей (в технически развитых зарубежных странах до 1-2 нарушений). По статистике технологические нарушения из-за отказов ЭУ и их элементов происходят в основном по причине старение конструкций и материалов (18%), климатических воздействий (ветер, гололед и их сочетание) выше расчетных значений (19%), грозовых перенапряжений (13%), недостатков эксплуатации (6%), посторонних воздействий (16%) и повреждений с невыясненными причинами (28%).
Учитывая приведенные выше статистические данные, указывающие на несоответствие эксплуатационной надежности распределительных электрических сетей требованиям нормативно-технической документации, для сетевых организаций в условиях ограниченности финансирования в настоящее время актуальна обратная задача - обеспечение требуемого уровня эксплуатационной надежности РпЭС имеющимися трудовыми и материальными ресурсами. Данная задача в условиях сложившейся ситуации ежегодного увеличения количества эксплуатируемых ЭУ с недопустимым значением технического износа, должна обеспечиваться эффективным управлением активами компании, определением оптимальных условий и основных технических направлений [5]. Достижение указанной цели возможно решением следующего комплекса задач [3]: - преодоление тенденции старения основных фондов за счет увеличения масштабов работ по их техническому перевооружению и реконструкции; совершенствование методов планирования эксплуатационных мероприятий; - использование эффективных методов оценки технического состояния функционирующих электроустановок; - создание условий для применения новых технических решений и технологий в системах учета электрической энергии; - повышение эффективности управления распределительных электрических сетей путем снижения эксплуатационных затрат и фактических потерь электрической энергии; совершенствование нормативно-технического и методического обеспечения деятельности сетевых организаций. Из перечисленных выше задач определяющей задачей в достижении сетевыми организациями цели эффективного управления распределительными электрическими сетями при ограниченности материальных ресурсов является применение эффективных методов оценки технического состояния, позволяющих получить реальную картину о фактическом состоянии функционирующих электроустановок. В свою очередь достоверная информация о техническом состоянии электроустановок позволит повысить эффективность эксплуатационных мероприятий, выполняемых в соответствии с принятой системой ремонтно-эксплуатационного обслуживания. Кроме того, реальная картина о состоянии электроустановок РпЭС позволит определить на ближайшую и долгосрочную перспективу техническую политику предприятия в совокупности управленческих, технических и организационных мероприятий.
В определенном выше комплексе задач также немаловажное значение в обеспечении эффективного управления распределительными электрическими сетями имеет задача снижения эксплуатационных затрат. Наиболее действенным решением данной задачи является снижение фактических потерь электрической энергии, при максимальном решении которой за счет внутренних резервов могут высвободиться значительные материальные ресурсы. Это обусловлено тем, что в отдельных сетевых организациях [3] фактические потери электроэнергии превышают 40% при обоснованных технических потерях 5-14%. Для сравнения: потери электроэнергии в сетях технически развитых стран находятся в диапазоне 4-10%, коммерческие потери - (0,15-2,0)%. При этом потери электроэнергии, не зависящие от нагрузки («условно-постоянные»), составляют 24,7%, а «нагрузочные потери» (зависимые от величины передаваемой по сети мощности) — 75,3% от величины фактических потерь. В составе нагрузочных потерь 86% - потери в линиях электропередачи и 14% - в силовых трансформаторах. В условно-постоянных потерях электроэнергии 67% составляют потери холостого хода силовых трансформаторов, собственные нужды подстанций - 11%, прочие потери - 22%.
Таким образом, анализируя динамику абсолютных и относительных потерь электрической энергии в РпЭС, режимов их работы и загрузки, показывает, что практически отсутствуют весомые причины роста технических потерь, обусловленных физическими процессами передачи и распределения ЭЭ. Основная причина увеличения фактических потерь — увеличение коммерческой составляющей.
Критерии качественных оценок технического состояния
Измерение тока утечки, проходящего через изоляцию. Через любую изоляционную конструкцию в нормальном режиме ее работы протекает ток, значение которого определяется состоянием самих изоляторов. При наличии дефектных изоляторов значение тока, проходящего через изоляционную конструкцию, будет отличаться от значения тока при отсутствии дефектных изоляторов. При использовании этого метода для отыскания дефектных изоляционных элементов необходимо устройство, имеющее высокую чувствительность и обеспечивающее возможность измерить малые токи в изоляционной конструкции при воздействии рабочего напряжения. В эксплуатационной практике используется прибор - измерительная штанга для проверки изоляции линии методом измерения емкостного тока [35].
Данный метод не нашел широкого применения ввиду того, что при токах, равных 1-20 мА, прибор не обеспечивает четкую регистрацию дефектов в начальной стадии развития. Это определяет и тот факт, что до настоящего времени еще не разработаны измерительные комплексы для регистрации токов утечки через изоляцию, дающие возможность не только точно проводить измерения, но и связать полученные результаты с необратимыми процессами старения внешней изоляции. К другим недостаткам указанного метода относятся - высокая методическая погрешность, необходимость учета при измерениях многих факторов, сложность выработки норм для отбраковки дефектных изоляторов.
Измерение оптического излучения поверхностных частичных разрядов. Большинство видов электрического разряда сопровождается оптическим излучением достаточно высокой степени интенсивности. Этот факт в настоящее время широко привлекает внимание для использования его при контроле состояния изоляции электроустановки ввиду интенсивного развития оптических методов исследования процессов протекания поверхностных разрядов, позволивших создать множество типов электронно-оптических преобразователей [36-39]. Для высоковольтных электроустановок отсутствие поверхностных разрядных процессов служит необходимым, а иногда и достаточным признаком его нормального функционирования. Возникновение таких разрядов на поверхности изолятора исключить полностью невозможно из-за влияния целой совокупности внешних факторов. Интенсивность разрядов увеличивается по мере снижения изоляционных характеристик изолятора, что, в свою очередь, можно использовать для целей диагностирования изоляции распределительных сетей. Недостатком электронно-оптического метода является то обстоятельство, что он обеспечивает только лишь послеаварийную проверку изоляции.
Измерение инфракрасного излучения. Повышенный нагрев электрических аппаратов электроустановок при их функционировании происходит за счет потерь энергии на переходном сопротивлении контактов, увеличения токов утечки и диэлектрических потерь в изоляции. Поэтому регистрация теплового (инфракрасного) излучения и последующее сравнение с нормированными значениями могут служить основой для диагностирования состояния изоляции [40-42].
Метод регистрации теплового излучения в труднодоступных местах на безопасном расстоянии является перспективным для оборудования высокого класса напряжения. Для тепловизионного диагностирования применяют пирометры, тепловизоры, томографы, термографы.
Пирометр позволяет измерить поток излучения части поверхности объекта, перекрывающей его поле зрения (измерительное поле зрения). При наличии сведений об излучающей способности этой поверхности по данным измерений может быть определена ее температура. Оценка полученных данных о тепловом состоянии изоляторов производится лишь путем сравнения между собой результатов измерений на однотипных объектах. Это дает возможность выявлять объекты с повышенным нагревом. Определение вида дефекта и оценка его опасности пока невозможны. Поэтому метод диагностирования состояния изоляции путем регистрации теплового излучения следует отнести к числу экспресс методов для выявления отклонения параметров изоляторов от нормального состояния.
Регистрация высокочастотных электромагнитных излучений [43-48]. В твердой изоляции во время изготовления и в процессе эксплуатации могут возникнуть газовые включения, воздушные полости, трещины. Так как диэлектрическая проницаемость воздуха в несколько раз ниже, чем у твердых диэлектриков, напряженность поля в газовой среде может значителььо превышать напряженность поля в основной твердой изоляции при приложении к изоляции рабочего напряжения. Более низкая электрическая прочность газового включения по сравнению с твердой изоляцией облегчает процесс возникновения ионизации и разрядных процессов. Последние получили название частичных, поскольку образованию сплошного сквозного разряда препятствует наличие исправных участков полноценного твердого диэлектрика.
Алгоритм разработки планов технического обслуживания и ремонта электроустановок распределительных электрических сетей
Как указывалось ранее, одним из основных направлений в обеспечении эффективной эксплуатации РпЭС является совершенствование методов планирования мероприятий технического обслуживания и ремонта, направленных на поддержание и обеспечение работоспособного состояния функционирующих электроустановок.
Согласно [32, 33, 91, 92] техническое обслуживание РпЭС осуществляется выполнением комплекса мероприятий, направленных на предотвращение преждевременного износа элементов ЭУ или их разрушения, а соответственно ремонт - выполнением комплекса мероприятий по восстановлению первоначальных характеристик элементов ЭУ.
Техническое обслуживание РпЭС осуществляется, как правило, за счет средств, выделяемых на эти работы. Мероприятия по определению объемов ремонта [93], в том числе измерения, испытания, проверки, осмотры, осуществляются за счет средств, выделяемых на ремонт. Перечень характерных дефектов элементов электроустановок РпЭС 0,4-10 кВ, устраняемых при техническом обслуживании, приведен в прил. 8.
Основой планового ремонта объектов РпЭС является капитальный ремонт. В настоящее время в сетевых организациях практикуется комплексный метод ремонта, при котором регламентированные эксплуатационные мероприятия, а также мероприятия по устранению отступлений от требований нормативно-технической документации, выполняются на электроустановках и их элементах, относящихся к одному из следующих комплексов. - одной ВЛ-10(6) кВ (или ее участок между коммутационными аппаратами, анкерными опорами и т.п.); - группе ТП-10(6)/0,4 кВ одного населенного пункта или присоединенных к одной В Л-10(6) кВ; - группе ВЛ-0,4 кВ, присоединенных к одной ТП. Комплексный ремонт производится в сроки, соответствующие требованиям НТД, в зависимости от конструкции и технического состояния электроустановок. Так, в соответствии с [25], капитальный ремонт ВЛ-0,4-10 кВ, конструктивно выполненных на железобетонных опорах должен выполняться не реже 1 раза в 12 лет, на деревянных опорах — не реже 1 раза в 6 лет, а ТП-10(6)/0,4 кВ - не реже 1 раза в 6-10 лет. Конкретные сроки проведения и объем ремонтов, а также приоритетность их выполнения устанавливаются в зависимости от технического состояния эксплуатируемых электроустановок и располагаемых сетевыми организациями материальных и трудовых ресурсов. За счет средств на капитальный ремонт выполняются работы по восстановлению первоначальных или близких к ним характеристик функционирующих электроустановок, в том числе осмотры и проверки, необходимые для определения объема работ. При комплексном ремонте выполняются все работы по техническому обслуживанию, выполнение которых предусматривалось в год производства ремонта объекта, а также работы по устранению выявленных дефектов в объеме, определяемом в соответствии с [93]. Перечень характерных дефектов элементов электроустановок РпЭС 0,4-10 кВ, устраняемых при КР, приведен в прил. 9. Планирования работ по техническому обслуживанию и ремонту объектов РпЭС эксплуатационным персоналом осуществляется составлением следующих планов и графиков [93]: - многолетний план-график ремонтов; - годовой план-график ТОиР; - годовой план материально-технического снабжения. При этом планируемые объемы работ по ТОиР должны соответствовать имеющимся трудовым и материальным ресурсам СО. Кроме того рекомендуется предусматривать резерв времени на выполнение аварийно-восстановительных и других непредвиденных работ, необходимость в проведении которых возникает в процессе эксплуатации. Таким образом, учитывая вышеперечисленное, а также сложившуюся обстановку в электроэнергетической отрасли, а именно ограниченность материальных ресурсов, очень важное значение для эффективного управления РпЭС имеет разработка технически обоснованных планов ТОиР функционирующих электроустановок. В данной работе для разработки среднесрочных и многолетних планов ТОиР распределительных электрических сетей использовался алгоритм, представленный нарис. 3.1. Необходимость выполнения попарного сравнения связана с тем, что при разработке среднесрочных и многолетних планов ТОиР для определения приоритета технического состояния оцениваемых объектов РпЭС, результатов выполненной ОТС недостаточно ввиду плотности полученных значений технического износа (см. прил. 2-7). Для выполнения попарного сравнения в диссертационной работе использовался метод парных сравнений. Применение данного метода в результате поочередного сравнивания попарно оцениваемых однотипных объектов, позволяет присвоить каждой оцениваемой ДЭ определенное количество баллов (ранг), что соответственно и определяет приоритет их технического состояния. Для автоматизации выполнения попарного сравнения электроустановок рассматриваемого СЭСР в работе использовался адаптированный вариант компьютерной программы «Эксперт». В диссертационной работе попарное сравнение оцениваемых объектов рассматриваемого СЭСР выполнялось теми же экспертами, которые выполняли их оценку технического состояния. Так же как и при ОТС все электроустанвоки были поделены на две группы: 1 группа - ТП-10(6)/0,4 кВ, 2 группа - ВЛ-0,4-10 кВ (прил. 2-7). Соответственно экспертных групп также получилось две - по 16 специалистов-экспертов в каждой (прил. 10). Перед началом выполнения экспертной работы с экспертами была проведена работа по постановке задач и определению области деятельности каждой экспертной группы. В соответствии с рекомендациями НТД в качестве одного объекта комплексного ремонта РпЭС были приняты: -однаВЛ-10(6)кВ; - группа ТП-10(6)/0,4 кВ, присоединенных к одной ВЛ-10(6) кВ; - группа ВЛ-0,4 кВ, присоединенных к одной ТП. Для экспертов в качестве основного критерия в определении приоритета технического состояния в паре поочередно сравниваемых однотипных объектов РпЭС использовалось определенное ранее значение их технического износа (см. прил. 2-7).
Целевые средства на обновление электроустановок распределительных электрических сетей
Не менее важным направлением в обеспечении эффективной эксплуатации РпЭС является эффективное управление активами компании.
Как указывалось ранее, поддержание стоимости основных средств СО на уровне, достаточном для осуществления эксплуатации РпЭС средствами от амортизационных отчислений, возможно путем строительства новых электроустановок, а также своевременной реализации программы ТПиР. Основной проблемой в решении данного вопроса является отсутствие достаточного объема материальных средств.
Как известно, целью реформирования РАО «ЕЭС России» [94] является создание отрасли электроэнергетики, структурно готовой к конкуренции в производстве ЭЭ и ее сбыте конечным потребителям. Идея конкуренции в первую очередь связана с тем, что человечество до сих пор не придумало лучшего средства для снижения издержек, а без снижения издержек и при необходимости строить новые электростанции и электрические сети тарифы на ЭЭ неизбежно вырастут. В результате произошло действительное разделение по видам деятельности - производства, передачи и сбыта ЭЭ [95]. Созданы крупные генерирующие компании в достаточном количестве, для того чтобы между ними возникла эффективная конкуренция. СО полностью отделены от генерации, а количество конкурирующих энергосбытовые организаций увеличивается.
Между тем, общественные дискуссии о необходимости и целесообразности реформирования, российской электроэнергетики, продолжаются и по сей день. Эти дискуссии РАО «ЕЭС России» инициировало еще перед самым началом реформирования, аргументируя их необходимость тем, что это единственная возможность мобилизовать те массивные инвестиции, которые нужны для модернизации существующего оборудования и строительства новых объектов. В ходе дискуссии также был поднят вопрос о моральном старении основных фондов электроэнергетики. Государство, в прошлом единственный источник инвестиционных средств, практически полностью перестало финансировать отрасль. Более того, низкие тарифы не позволяли проводить необходимые ремонты, не говоря уже о строительстве новых объектов. Прогноз РАО «ЕЭС России» о серьезном дефиците установленной мощности без масштабных капиталовложений уже в период 2003-2005 г.г., вызвал ожесточенное сопротивление противников реформы. Утверждалось, что если использовать амортизационные отчисления для достаточно дешевого в финансовом плане продления ресурса существующих активов, то удастся избежать предсказанного РАО «ЕЭС России» дефицита мощностей, и тогда никакие реформы отрасли не нужны. К слову сказать, РАО «ЕЭС России» ошиблось в своих прогнозах совсем немного. Дефицит мощностей во всей своей красе проявился холодной зимой 2005-2006 г.г. и не где-нибудь, а в Москве, и не только в ней. Поэтому важнейшей из задач реформирования является и решение проблемы дефицита мощностей путем привлечения в отрасль инвестиций.
В результате созданные рыночные отношения на рынке ЭЭ [96], в принципе, должны хорошо справляться с проблемой нехватки мощностей. Так, если возникает дефицит, то растут цены, появляется стимул к инвестированию и дефицит пропадает. Инвесторам не надо указывать, где и что надо строить, они сами разберутся и построят там, где это наиболее выгодно, а значит, и целесообразно.
Подытоживая вышеизложенное, можно сделать вывод, что реформирование электроэнергетической отрасли в основном решило вопросы изыскания средств для подключения новых мощностей. Одним из достаточно эффективных направлений в решении данного вопроса является взимание платы за технологическое присоединение [97,98], средства от которого направляются на строительство новых электростанций, сетей или модернизацию уже функционирующих электроустановок. Вопросы же обновления морально и физически устаревших основных фондов остались нерешенными.
В настоящее время, в условиях мирового экономического кризиса (с осени 2008 года), острота проблемы дефицита установленных мощностей несколько спала, вопрос же износа и соответственно необходимости обновления основных фондов электроэнергетической отрасли становится все острее и острее. Особенно остро вопрос необходимости обновления функционирующих электроустановок стоит в РпЭС, обеспечивающих электроснабжение агропромышленного комплекса. В сетях, в которых средств от амортизационных отчислений недостаточно даже для реализации планов ТОиР, не говоря уже об иных затратах. Возможность обновления электроустановок за счет инвестиций, предназначенных для подключения новых мощностей, здесь также отсутствует, так как развитие агропромышленного комплекса хозяйства, а соответственно и развитие сельских поселений, в нашей стране, к сожалению, находится на очень низком уровне.
