Содержание к диссертации
Введение
1. Теоретические основы определения рационального уровня надежности электроснабжения производственных потребителей 19
1.1. Подходы к оценке надежности электроснабжения потребителей в рыночных условиях 19
1.2. Выбор показателей для оценки надежности электроснабжения производственных потребителей 27
1.2.1. Обоснование состава показателей надежности электроснабжения производственных потребителей 27
1.2.2. Понятие ущерба от нарушения электроснабжения 32
1.3. Концепция выбора рационального уровня надежности электро снабжения предприятий 39
Выводы 49
2. Методические вопросы оценки надежности электроснабжения потребителей 53
2.1. Общая характеристика методов оценки показателей надежности систем электроснабжения потребителей 53
2.1.1. Методы представления функционально-структурных связей элементов системы 56
2.1.2. Методы определения показателей надежности 59
2.2. Расчет надежности систем электроснабжения газодобывающих предприятий логико-вероятностным методом 64
Выводы 82
3. Определение экономически обоснованного уровня надежности электроснабжения 85
3.1. Анализ надежности электроснабжения потребителей ООО «Ямбурггаздобыча» 85
3.1.1 Характеристика условий эксплуатации электроустановок СЭС ООО «Ямбургтаздобыча» 85
3.1.2. Анализ причин отказов воздушных и кабельных линий электропередачи 91
3.2. Последствия нарушений электроснабжения газодобывающих предприятий 94
3.2.1. Ущерб от внезапных перерывов электроснабжения 94
3.2.2. Ущерб от ограничения электропотребления с предварительным предупреждением 99
3.2.3. Общий подход к оценке ущерба от нарушений электроснабжения . 102
32.4. Экологический ущерб 106
3.3. Расчет экономических ущербов 110
3.4. Методика выбора рационального уровня надежности электроснабжения газодобывающих предприятий 126
Выводы 133
4. Анализ показателей надёжности электроэнергетических систем и ущербов от перерьюов электроснабжения газодобывающих предприятий в условиях крайнего севера 137
4.1 .Анализ эксплуатационных показателей надёжности электро оборудования 137
4.2. Анализ надёжности системы электроснабжения газовых промыслов ООО «Ямбургтаздобыча» 141
4.3. Анализ технологического ущерба газодобывающих предприятий, работающих вусловиях Крайнего Севера. 144
Выводы 149
Заключение 151
Список литературы 155
Приложения 170
- Обоснование состава показателей надежности электроснабжения производственных потребителей
- Методы представления функционально-структурных связей элементов системы
- Анализ причин отказов воздушных и кабельных линий электропередачи
- Анализ надёжности системы электроснабжения газовых промыслов ООО «Ямбургтаздобыча»
Введение к работе
Актуальность темы. Работа производственных предприятий добычи газа в условиях Крайнего Севера имеет определенную специфику, отражающуюся в более высоких требованиях к надежности систем электроснабжения. Это связано с тем, что добыча газа при неуклонно снижающемся пластовом давлении требует строительства дожимных компрессорных станщ1яи(ДКС) на установках комплексной подготовки газа (УКПГ). Газ, поступающий из забоя скважин со все более низким давлением (в настоящее время около 30 атм.), необходимо осушить, очистить и компримировать (дополнительно сжать) до 65 атм. При подготовке к транспортировке процессы нагрева газа при его сжатии и необходимого охлаждения затем до нуля градусов идут непрерывно и исключают перерывы электроснабжения даже на короткое время.
Усложняют работу систем электроснабжения производственных предприятий добычи газа экстремальные условия Крайнего Севера: «пучение» свай опор воздушных линий электропередач в вечномерзлых грунтах, периодическая «пляска» и схлесты проводов воздушных линий при регулярных порывистых ветрах, а также обрывы проводов и возрастание отказов элементов систем электроснабжения в период низких температур окружающего воздуха. Повышенная аварийность, обусловленная тяжелыми климатическими условиями Крайнего Севера, требует всестороннего анализа надежности систем электроснабжения предприятий добычи газа.
Таким образом, разработка и обоснование требований к надежности систем электроснабжения производственных предприятий добычи газа в условиях Крайнего Севера является в современных условиях актуальной задачей.
Степень разработанности проблемы. Основу математической теории надежности в нашей стране заложили Б.В. Гнеденко, Ю.И. Беляев и А.Д. Соловьев. Дальнейшее развитие она получила благодаря исследованиям Г. А. Го-
линкевича, Г.В. Дружинина, В.А. Козлова, И.А. Ушакова, А.А. Червоного, Я.Б. Шора и других.
Исследованию надежности элементов систем электроснабжения газовой отрасли, её трубопроводной части, уделялось много внимания проф. Сухаревым М.Г., проф. Ершовым М.С., а применительно к системам электроснабжения потребителей - И.В. Белоусенко, Г.А. Волковым, Н.И. Воропаем, П.Г. Грудинским, Ю.Б. Гуком, Н.А. Казаком, ВХ. Китушиным, Г.Ф. Ковалевым, Б.И. Кудриным, Э.А. Лосевым, Н.А. Мановым, А.В. Мясниковым, В.А. Непомнящим, М.И. Розановым, Ю.Н. Руденко, И.А. Рябининым, Ф.И. Синьчуго-вым, В.И. Старостиным, В.В. Сушковым, И.А. Трегубовым, Ю.А. Фокиным, Д.В. Холмским, Е.М. Червонным и др.
Определению ущерба от нарушения электроснабжения потребителей посвящены работы Й.В. Белоусенко, Н.С. Афонина, В.Л. Вязигина, П.И. Головкина, Л.М. Зельцбурга, ВТ. Китушина, Б.А. Константинова, ЭЛ. Лосева, К.П. Мещерякова, В.В. Михайлова, В.А. Непомнящего, В.Р. Окорокова, Б.В. Папкова, Э.К. Ринкуса, В.И. Старостина, И.В. Христова, Е.М. Червонного, Ш.Ч. Чокина, В.И. Эдельмана и других специалистов.
Анализ вышеприведенных работ позволяет определить подход к разработке и обоснованию требований надежности электроснабжения предприятий добычи газа, но при этом важно учесть специфику их технологии, обусловленную условиями Крайнего Севера.
Целью диссертационного исследования является разработка методики оценки и обоснования рационального уровня надежности электроснабжения газодобывающих предприятий в условиях Крайнего Севера.
Указанная цель определила необходимость решения следующих задач:
выявить специфические особенности предприятий газодобывающей промышленности в условиях Крайнего Севера с позиций теории надежности;
исследовать подходы к оценке и обоснованию рационального уровня надежности электроснабжения производственных предприятий в рыночных условиях;
сформировать концепцию и разработать методику выбора рационального уровня надежности электроснабжения производственных предприятий;
разработать методику расчета показателей надежности схем электроснаб-жения предприятий газодобываюшей промышленности;
разработать обобщенную методику оценки ущербов от нарушений электроснабжения технологических установок газодобывающих предприятий.
Объектами изучения являются электротехнические комплексы и системы электроснабжения промышленных предприятий газодобывающей отрасли в условиях Крайнего Севера.
Областью исследования является обоснование совокупности техни-ческих, технологических, экономических и экологических критериев оценки принимаемых решений в области эксплуатации электротехнических комплексов и систем применительно к надежности систем электроснабжения предприятий добычи газа в условиях Крайнего Севера.
Теоретической и методологической основой диссертационного исследования послужили фундаментальные и прикладные исследования отечественных и зарубежных ученых, государственные стандарты Российской Федерации, материалы научных конференций, периодических издайий.
В процессе исследования использовались принципы системного анализа, положения теории вероятностей, математической статистики, теории надежности, опыта эксплуатации, методы опроса, наблюдений, классификации, структурного и экономического анализа.
Научная новизна и основные результаты, выносимые на защиту: уточнены подходы и состав показателей, позволяющие обосновывать рациональный уровень надежности систем электроснабжения производственных
предприятий газодобывающей отрасли в условиях Крайнего Севера в современных условиях;
предложена концепция выбора рационального уровня надежности электроснабжения производственных предприятий, основанная на нормировании уровня надежности на границе балансовой принадлежности и введении гарантированных выплат - скидок и надбавок к тарифу за поставленную электроэнергию;
разработана методика расчета показателей надежности схем электроснабжения, учитывающая особенности построения СЭС предприятий газодобывающей промышленности в условиях Крайнего Севера;
разработана методика оценки ущербов от нарушений электроснабжения, построенная на типизации последствий нарушений на технологических установках газодобывающих предприятий и позволяющая рассчитывать статистические, разовые и среднегодовые ожидаемые ущербы;
предложена методика установления договорного нормирования надежности электроснабжения с определением нормативных показателей на границе балансо-
! вой принадлежности как интегральных показателей надежности унифицированных технологических модулей.
Практическая ценность работы заключается в формировании методического подхода к выбору рационального уровня надежности систем электроснабжения предприятий газодобывающей промышленности Крайнего Севера в рыночных условиях. Основные методические положения, изложенные в диссертационной работе, могут быть использованы для оценки и оптимизации схемной надежности систем электроснабжения, расчета ущербов от нарушений электроснабжения в производственной сфере и экологии, определении условий взаимоотношений электроэнергетической системы и потребителей с целью обеспечения рационального уровня надежности электроснабжения. Материалы научных исследований по данной диссертации используются в ЗАО «Роспан Интернешнл» и в Омской экономической ла-
боратории Института экономики и организации промышленного производства (соответствующие документы имеются в приложении к диссертации).
Достоверность результатов подтверждается применением для теоретических выводов строгих научных положений теории вероятностей, математической статистики, теории надежности и других наук; качественным совпадением и достаточной сходимостью результатов, полученных расчетным путем с результатами, получерными практически; апробацией как предварительных, так и окончательных результатов диссертационной работы.
Апробация результатов работы проводилась в форме докладов и обсуждений на региональной научно-практической конференции «Омская область - пути и перспективы развития» (Омск, 2002); Российской научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности» (Ульяновск, 2001); XX научно-технической конференции «Актуальные проблемы электроэнергетики» .{Н-Новгород, 2001); Всероссийской научно-практической конференции «Стратегическое управление предприятием» (Пенза, 2001); Всероссийской научно-практической конференции «Проблемы совершенствования механизма хозяйствования» (Пенза, 2002); на научных семинарах Омской экономической лаборатории ЙЭ и ОГОІ СО РАН; заседаниях кафедр «Электрическая техника» и «Теоретическая и общая электротехника» Омского государственного технического университета, Омск, 2004.
Публикации. По теме исследования опубликовано S работ.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Первая глава диссертации посвящена анализу теоретических основ, используемых для построения рационального уровня надежности электроснабжения производственных предприятий.
Проанализированы подходы к оценке надежности электроснабжения производственных предприятий в рыночных условиях. Показана необходимость экономического управления надежностью электроснабжения за исключением случаев, где это недопустимо по условиям безопасности.
Уточнены подходы и состав показателей, позволяющие обосновывать рациональный уровень надежности электроснабжения производственных предприятий газодобывающей отрасли в условиях Крайнего Севера. Суть таких подходов к проблеме и выбору состава показателей надежности заключается в следующем.
Переход к рыночной экономике изменил требования к традиционным методам и средствам обеспечения надежности, ввел новые формы управления надежностью энергоснабжения через договорные отношения.
Экономическое управление надежностью строится с учетом нормативов надежности электроснабжения потребителей, предусмотренных в Правилах устройства электроустановок и ведомственного руководящего документа ВРД 39-1.21-072-2003 «Категорийность электроприёмников промышленных объектов ОАО «Газпром». Установленное распределение электроприемников по « трем категориям представляет собой базис, на котором строятся экономические отношения между продавцом и покупателем электроэнергии.
Усовершенствовать экономический механизм управления надежностью СЭС в рыночных условиях предлагается на основе установления зависимости уровня надежности электроснабжения потребителей от цены на электроэнергию. Тариф на электрическую энергию рассматривается практически всеми исследователями как носитель всех возможных отношений в цепи производитель - СЭС - потребитель. Механизм управления надежностью электроснабжения потребителей является составной частью этих отношений. Он показывает, во что обходится необходимый уровень надежности электроснабжения и на основе этого выступает экономическим критерием оптимальности требований по обеспечению этой надежности. Экономическая сбалансированность интересов достигается сопоставлением требований потребителей с затратами
производителей и поставщиков электроэнергии, которые необходимы для того, чтобы эти требования были удовлетворены.
Уточнено понятие экономического ущерба и приведена классификация ущербов, включающая содержательную характеристику экономического и экологического ущербов, причем экологический ущерб рассматривается как совокупность экономической, моральной, физиологической, эстетической и катастрофической составляющих.
В этой же главе предложена концепция выбора рационального уровня надежности электроснабжения предприятий. В основе концепции лежит нормирование надежности на границе балансовой принадлежности электрических сетей и введении в соответствии с выполнением этих нормативов скидок и надбавок к тарифу за поставленную электроэнергию. Суть концепции в нижеследующем.
Общепринятым в энергетике считается двухуровневый подход к формированию нормативов надежности: первый уровень - определение нормируемых показателей надежности системы и их нормативных значений; .второй -выработка нормативных требований к средствам обеспечения надежности системы, соответствующих нормативным значениям показателей надежности.
Выбор путей нормирования показателей надежности на уровне СЭС предприятий газодобывающей отрасли в условиях Крайнего Севера предлагается осуществлять на основе оценок показателей схемной надежности СЭС и экономических последствий нарушений электроснабжения, статистических методов исследования и анализа прошлого опыта эксплуатации. Нормативы надежности выбираются при условии, что они обеспечивают возможность взаимосогласованного решения оптимизационных и- оценочных задач надежности при управлении развитием и эксплуатацией СЭС, а также не противоречат действующим нормативам надежности, отраженным в соответствующих методических положениях, руководящих указаниях, правилах устройства, правилах технической эксплуатации, инструкциях и документах.
Во взаимоотношениях с электроэнергетической системой (ЭЭС) наибольшее внимание привлекает граница балансовой принадлежности (ГБП), где сходятся интересы энергосистемы и потребителя. Развитие новых хозяйственных отношений требует и новых подходов к вопросам обеспечения надежности на ГБП. Сущность предлагаемого подхода состоит в нормировании уровня надежности на ГБП и введении гарантированных выплат - скидок и надбавок к тарифу за поставленную электроэнергию. Важным моментом является то, что сумма предусмотренных договором скидок и надбавок оговаривается заранее в зависимости от количества и фактической длительности ожидаемых перерывов электроснабжения.
Во второй главе рассматриваются методические вопросы расчета показателей схемной надежности систем электроснабжения производственных предприятий по добыче газа.
Произведен анализ методов оценки показателей надежности исходя из уровня информационной обеспеченности и используемого математического аппарата. Дается общая характеристика методов определения надежности по трем группам: прогнозирование, расчет и эксперимент.
Разработанная методика расчета показателей надежности схем электроснабжения газодобывающих предприятий построена на логико-вероятностном методе с учетом особенностей ОС предприятий газодобывающей промышленности в условиях Крайнего Севера. Суть методики заключается в следующем:
СЭС рассматривается как совокупность соединенных между собой типовых расчетных схем. Типовые схемы соответствуют одно- и двухсекционным подстанциям, с резервом и без него. Типовые схемы в алгоритме получают из базовой схемы, удалив из нее необходимое число элементов.
Расчет надежности СЭС сводится к поэтапному определению показателей надежности типовых схем согласно заданной последовательности.
Формулы для определения показателей надежности отдельной типовой схемы составляются при помощи коэффициентов матрицы совпадений, для чего соответствующая строка матрицы подставляется в общие выражения для расчета.
Общие выражения построены на основе эвристического метода оценки надежности и учитывают: возможность проведения профилактического ре-ч монта оборудования при сохранении основного технологического процесса, развитие отказов со стороны присоединений расчетных узлов, наличие устройств АВР и возможность их отказов или действий, приводящих к полному отказу ТП или РП, неавтоматическое включение резервного питания при отказе устройств АВР.
Во втором разделе главы приводится описание алгоритма расчета показателей надежности схем электроснабжения логико-вероятностным методом. Алгоритм реализован в виде программы для персонального компьютера и позволяет наряду с оценкой показателей надежности производить выбор наиболее надежного варианта СЭС.
В третьей главе диссертации приводятся результаты анализа надежности электроснабжения ООО «Ямбурггаздобыча», включающие характеристику условий эксплуатации электроустановок и анализ причин отказов оборудования подстанций, воздушных и кабельных линий электропередачи.
Последствия нарушений электроснабжения производственных предприятий показаны через ущербы от внезапных перерывов электроснабжения, от ограничения электропотребления с предварительным предупреждением и экологический ущерб.
Предложен общий подход к оценке ущербов от нарушений электроснабжения и на его основе разработан алгоритм расчета экономических ущербов. Введено понятие неэкономичных режимов эксплуатации технологических
установок, являющихся следствием нарушений электроснабжения и сопровождающихся появлением экономического и экологического ущербов.
В этой главе разработана методика оценки ущербов от нарушений электроснабжения, построенная на типизации последствий нарушений на технологических установках газодобываюших предприятий, которая позволяет рассчитывать статистические, разовые и среднегодовые ожидаемые ущербы. 'ь Суїьфазработанной методики заключается в ^следующем.
Значение ущерба в предложенной методике определяется не только увеличением переменной части издержек производства при работе в переходных неэкономичных режимах эксплуатации (НРЭ), но и снижением производительности при работе с неизменной переменной частью издержек в единицу времени. Единый подход к оценке экономических ущербов позволил представить все возможные последствия от перерывов электроснабжения в виде определенного набора НРЭ, под которыми понимаются режимы с нерациональным по отношению к номинальному режиму расходом ресурсов. Вследствие этого эффективность таких состояний, т.е. отношение между получаемыми результатами производства, с одной стороны, и затратами труда и средств производства - с другой, значительно ниже по сравнению с эффективностью номинального режима (технически достижимого уровня производительности в реальных условиях эксплуатации).
Ущерб за весь период Нарушения электроснабжения технологических установок складывается из ущербов за к фактических НРЭ.
Разовый ожидаемый ущерб является исходным для расчета среднегодового ожидаемого ущерба Уег от нарушений электроснабжения технологических установок» который зависит от оценок средних параметра потока отказов и времени восстановления электроснабжения.
Алгоритм, реализующий данную методику оценки ущерба, позволяет
через изменение исходных данных для расчета проводить следующее иссле
дования: -
строить зависимости экономических ущербов от времени перерыва электроснабжения или отключения с предварительным предупреждением;
оценивать влияние длительности тех или иных НЭР на глубину распространения аварийной ситуации, на длительность НЭР у последующих и предшествующих технологических установок, на размеры последствий от функционирования технологических установок в НЭР и др.;
установить доли составляющих экономического ущерба при том или ином нарушении режима эксплуатации технологических установок;
определить подстанции в системе электроснабжения, нарушения в рабо
те которых приносят наибольший экономический ущерб предприятию и т.д.
Алгоритм позволяет рассчитывать статистические (уже имевшие место), разовые ожидаемые и среднегодовые ущербы и реализован в виде программы для персонального компьютера.
В этой же главе предложена также методика установления договорного нормирования надежноети электроснабжения с определением нормативных показателей на границе балансовой принадлежности как интегральных показателей надежности унифицированных технологических модулей. Суть предложенной методики такова. Система нормирования надежности строится для двух временных и иерархических уровней, для которых нормируемые показатели надежности формируются в соответствии с предложенной в работе классификацией ущербов. Временные уровни включают проектирование и эксплуатацию, иерархические - границу балансовой принадлежности и унифицированные технологические модули, от которых непосредственно запитаны технологические установки и цеха.
Невозможность анализа производственного процесса предприятия в целом обусловила разбиение его на узлы - унифицированные технологические модули (УТМ), выполняющие самостоятельные технологические функции.
Это позволяет унифицировать требования к надежности электроснабжения технологических подразделений и упростить алгоритм расчета. В качестве
модулей выступает элементарная ячейка - технологическая установка или цех с питающими секциями шин, включая систему энергетического обеспечения. Все связи секции шин группируются в лучи с технологическим подразделением. Лучи представляют электрическую связь шин (узлов) с технологической установкой. Если последствия от нарушения электроснабжения одной секции шин приводят к появлению нескольких видов ущербов, т.е. УТМ имеет несколько лучей связи с этой секцией, то нормативные требования определяются по лучу с наиболее жесткими требованиями. Число лучей зависит от конкретной схемы электроснабжения и назначения установки или цеха и определяется последствиями (видом ущерба) от отказов и количеством секций шин.
Если показатели надежности шин (узлов) нормируются по условию экономического ущерба, то он определяется не только модульной установкой (цехом), но и ущербами установок (цехов), взаимосвязанных с ней по технологическому процессу.
Если предприятие имеет несколько-точек подключения к ЭЭС, то нормативные значения и условия взаимоотношений определяются для каждого места подключения.
На ГБП нормативные показатели надежности устанавливаются как интегральные показатели надежности унифицированных технологических модулей:
нормированный параметр потока отказов и нормированное среднее время восстановления, дифференцированные по видам отказов;
нормированные предельные значения компенсационных выплат потребителям за нарушения электроснабжения, зависящие от длительности перерывов.
Оптимальные значения показателей надежности (параметр потока отказов и среднее время восстановления электроснабжения) могут быть получены с помощью эквиущербных характеристик, то есть характеристик, каждая точка которых соответствует одному и тому же ущербу.
Такая характеристика позволяет получать оптимальное соотношение между параметром потока отказов о) и средним временем восстановления /э для отдельного узла нагрузки СЭС при заданном значении ущерба. В практической деятельности часто приходится иметь дело не с отдельным значением, а с интервальной оценкой ущерба. Поэтому эквиущербная характеристика * представлена в виде некоторой зоны, ограниченной снизу зависимостью с ми-' нимально возможным значением ущерба, а сверху - максимально возможным ущербом. Как следствие, результатом решения задачи будет кривая, соответствующая рациональным значениям ущерба.
Данная характеристика (зона характеристик) является исходной для выбора условий взаимоотношений между ЭЭС и потребителем по обеспечению рационального уровня надежности электроснабжения. Согласование взаимных обязательств сводится к выбору показателей надежности, по которым будут вестись взаиморасчеты. Перечень и значения показателей надежности предусматриваются в договоре, и в соответствии с ними вводится система нормированных скидок и надбавок к тарифу.
Выбор значений показателей надежности ЭЭС в местах подключения потребителей производится из наиболее полного удовлетворения их требований по надежности электроснабжения, но при определенных экономических и технических ограничениях, вытекающих из особенностей построения ЭЭС и условия минимума затрат.
Установление страховых надбавок к тарифу за бесперебойность электроснабжения предлагается сделать независящим от электропотребления предприятия.
На основе вышеизложенного, предлагается следующий алгоритм определения надбавок за бесперебойность электроснабжения:
1) устанавливается договорный график компенсационных выплат за перебои электроснабжения, не превосходящий нормированных значений;
на основании договорного графика строится график среднегодового ожидаемого ущерба;
по нормированному значению ожидаемой средней длительности перерыва электроснабжения для рассматриваемого УТМ определяется среднегодовой ожидаемый ущерб;
вычисляется значение годовой страховой надбавки Сг за бесперебойность электроснабжения на основании нормированного значения среднего параметра отказов УТМ.
Таким образом, методика установления договорного нормирования надежности электроснабжения потребителей построена на введении гарантированных выплат ЭЭС потребителю за нарушение электроснабжения и соответствующих этим выплатам страховых надбавок к тарифу за бесперебойность электроснабжения. Основой договорного нормирования надежности должны являться нормированные уровни показателей надежности и нормированные предельные значения компенсационных выплат различным потребителям. При этом по результатам повышения надёжности электроснабжения потребители получают экономический эффект, равный отсутствию потерь от брака продукции, неэкономичного функционирования и возможного повреждения технологических установок. Сумма надбавок к тарифу обычно равна величине ожидаемого годового ущерба от недополучения товарной продукции (недопоставка газа вследствие перерывов электроснабжения).
В четвертой главе диссертации приводятся результаты численных расчетов показателей надежности электроснабжения и значений ожидаемых ущербов от перерывов электроснабжения газовых промыслов ООО «Ямбург-газдобыча». Расчеты выполнялись с привлечением методик, алгоритмов и программных продуктов, разработанных диссертантом. Результаты сопоставлялись с данными, полученными на основе опыта эксплуатации электроэнергетической системы «Тюменьэнерго» и газовых промыслов ООО «Ямбурггаздо-
быча». Сопоставление результатов свидетельствует о корректности предлагаемых методик и алгоритмов. Анализ полученных результатов позволил выработать ряд методических и практических рекомендаций по повышению надежности электроснабжения газодобывающих промыслов и снижению ущербов от недоотпуска электроэнергии.
На основе обобщения статистики отказов элементов электроэнергетической системы, эксплуатируемой в условиях Крайнего Севера, получены индивидуальные эксплуатационные показатели надежности элементов энергетической системы и определены коэффициенты, позволяющие при известном недостатке данных по надежности в условиях Крайнего Севера определять их через данные, приведенные в литературе для умеренного климата.
Проведен анализ расчётов надёжности электроснабжения и величин ущербов от перерыва электроснабжения в условиях Крайнего Севера.
Показана техническая возможность существенного снижения ущербов от перерывов электроснабжения за счет повышения показателей надежности по границе балансовой принадлежности газодобывающих предприятий.
Обоснование состава показателей надежности электроснабжения производственных потребителей
В расчетах надежности СЭС имеет место противоречивая ситуация: с одной стороны, необходимо иметь точную модель, адекватно описывающую процессы отказов и восстановлений, с другой - требуется обеспечить расчетную модель полным комплектом исходных данных и провести достаточно простые расчеты, понятные инженерным работникам.
Анализ используемых на практике методов показывает, что широко распространены методы расчета надежности, которые исходят из предположения,. что система состоит из самостоятельных элементов [51, 81, 85, 110]. В качестве элемента рассматривается та часть системы, дальнейшая детализация которой в данном исследовании нецелесообразна. Разбиение системы на элементы зависит от самых различных факторов: от цели исследования, наличия тех или иных исходных данных, уровня качественного представления объекта исследования и др.
В качестве элементов СЭС данные методы обычно рассматривают оборудование и аппаратуру: генераторы, трансформаторы, выключатели, отделители, короткозамыкатели, разъединители, реакторы, сборные шины, линии электропередачи и т. д. Недостатком методов является.то, что ими количественно не анализируются функциональные зависимости; между параметрами режимов отдельных элементов электрических систем. Однако простота расчетов и возможности получения количественных оценок надежности для современных сложных систем на данном этапе развития теории надежности позволяют считать применение элементных методов оправданным.
Показатели надежности, которые рассчитываются элементными методами, дают количественную характеристику одного или нескольких свойств, составляющих его надежность. В первом случае говорят о единичных показателях надежности, во втором - о комплексных.
Выбор конкретных показателей надежности для формирования решений определяется свойствами изучаемого объекта, содержанием оптимизационных и оценочных задач, решаемых на различных уровнях иерархии управления, точностью исходных условий и исходных данных. Общее число показателей должно быть минимальным, но достаточным для принятия решений по обеспечению надежности на всех уровнях иерархии управления. Они должны иметь простой физический смысл, допускать возможность оценки значений различными методами, быть используемыми на разных уровнях развития объекта и статистической оценки по результатам эксплуатации, а также достаточно чувствительными к возмущениям, приводящим к снижению надежности и к изменениям параметров, которые характеризуют использование средств обеспечения надежности.
Физический смысл выбранного показателя надежности соизмеряется проектировщиком системы или ее потребителем с величиной затрат на достижение желаемого уровня надежности. Возможность априорной и апостериорной оценок полученных показателей позволяет убедиться, что исследуемая СЭС удовлетворяет сформулированным требованиям по надежности. Небольшой набор показателей надежности, характеризующих данную СЭС, позволяет на экспертном уровне оценивать рациональность и разумность принимаемых решений.
Показатели надежности должны соответствовать остальным общетехническим и технико-экономическим показателям, характеризующим условия функционирования СЭС, и обеспечивать требуемый выходной эффект. Для такой системы существует рациональное значение уровня надежности, повышение надежности выше которого будет уже невыгодным с точки зрения результирующего эффекта.
Если, например, газодобывающее предприятие в каждую единицу времени вырабатывает определенный объем промышленной продукции, то для такой системы важно обеспечить работоспособность на как можно большем интервале времени. Обеспечение выполнения задачи требует определенного периода безотказности, который можно оценить вероятностью безотказной работы или коэффициентом готовности.
Выбор показателя надежности не может быть осуществлен без четкой формулировки критерия отказа. Этот критерий также должен иметь простой и понятный физический смысл, а идентификация состояния отказа СЭС на практике должна осуществляться быстро и доступными техническими средствами. Выбор того или иного, простого или сложного, критерия отказа носит конкретный характер и зависит от целей исследования и соответствующих им методов расчета надежности. При применении элементных методов отказом элемента считается выход его параметров за пределы, при которых он перестает выполнять свои функции.
Большое влияние на выбор показателей надежности оказывают еще два важных момента: степень заблаговременности принятия решения и территориальный уровень ЭЭС или ее подсистемы, для которой выбираются показатели надежности. Чем больше заблаговременность принятия решения относительно обеспечения надежности ЭЭС, тем менее сложными должны быть критерии отказов и меньшим число показателей. В данной работе предлагается вполне достаточным- для СЭС газодобывающих предприятий иметь такие показатели, как параметр потока отказов и среднее время восстановления электроснабжения, зная которые можно рассчитать вероятность безотказной работы.
В то же время задание показателей надежности для задач текущего планирования или оперативного управления может отличаться большей детализацией условий функционирования СЭС, критерии отказов и сами показатели могут отражать более тонкие стороны исследуемых процессов.
Методы представления функционально-структурных связей элементов системы
Количественная оценка надежности схем электроснабжения, а также последствий от нарушения электроснабжения в технологической подсистеме производственных предприятий по добыче газа необходима для принятия правильных решений по выбору электрических и технологических схем предприятия оптимальной надежности, соизмерить необходимые для этого затраты с общей экономичностью производственной системы. В настоящее время накоплен определенный опыт решения таких задач в различных условиях, разработаны методы расчета показателей надежности. Для выбора и адаптации методов оценки показателей надежности применительно к рассматриваемой отрасли необходимо провести анализ подходов, особенностей выбора перечня показателей и построения алгоритмов расчета надежности технических систем.
Методы классифицируются по ряду признаков. Исходя из уровня информационной обеспеченности и используемого математического аппарата, все методы подразделяют на четыре группы: — детерминированные; — стохастические; — вероятностно-неопределенные; — диффузно-неопределенные. Кроме того, методы определения надежности можно подразделить на методы прогнозирования, расчета и эксперимента. Прогнозирование надежности базируется на общеметодологической основе теории прогнозирования, специфических отличий от нее не имеет и подразделяется на группы: экспертные, экстраполяции и моделирования.
Прогнозирование (предсказание) значений показателей надежности производится в условиях неполноты информации о составе СЭС, характеристиках составляющих ее элементов, условиях функционирования в нормальных и по-слеаварийных ситуациях. Прогнозирование надежности осуществляется с использованием вероятностно-неопределенных и диффузно-неопределенных методов и является наименее информационно обеспеченным. В энергетике наиболее распространены методы перспективного и долгосрочного прогнозирования развития энергосистем и СЭС.
Расчет численных показателей надежности СЭС производится по известным показателям надежности составляющих ее элементов и их функционально-структурного взаимодействия. Расчеты надежности предполагают большую информационную обеспеченность, чем методы прогнозирования, и требуют наличия информации о структуре системы и функциональном взаимодействии ее элементов, а также определенного объема данных о характеристиках надежности элементов. Методы расчета относятся к детерминированному и стохастическому уровням информационной обеспеченности.
Расчет предваряет формализация СЭС и ее режимов, то есть создание модели системы, отражающей специфические особенности именно этой СЭС, а не другой. Поэтому при строгом подходе нельзя иметь универсальные методы расчета надежности. Но, если уйти от частностей и обратить внимание на общие положения и подходы, то в любой СЭС можно найти типичные состояния и взаимодействия элементов, моделирование которых можно осуществить в виде определенных топологических и логических связей и структур. Если СЭС рассматривать, как совокупность таких структур, то расчет надежности СЭС любой сложности можно представить в виде последовательности элементарных структур.
Расчеты делятся на два этапа: на первом создается функционально-структурных схема СЭС, а на втором определяются вероятностные показатели надежности.
Эксперимент необходим для определения надежности опытным путем, когда объект и условия, в которых он функционирует, известны исследователям с достаточной полнотой, и при необходимости могут целенаправленно изменяться.
Эти методы подразделяются на две группы: испытание на надежность и опытное определение надежности объектов в реальных условиях эксплуатации, то есть ретроспективные.
Испытание на надежность для ЭЭС и СЭС в большинстве случаев невозможно по различным причинам. Иногда удается организовать испытание на надежность ускоренными методами, если известны режим ускоренных испытаний, коэффициент ускорения или зависимость между показателями надежности в нормальных и ускоренных режимах. Испытания на надежность подразделяются на исследовательские и контрольные.
Исследовательские испытания на надежность проводятся для определения времени безотказной работы и времени восстановления электроснабже- ния7 а также законов распределения случайных величин.
Контрольные испытания на надежность необходимы для проверки соответствия показателей надежности СЭС требованиям стандарта, технического задания и технических условий.
В реальных условиях эксплуатации извлечение и обработку информации производят на основе ретроспективного анализа работы действующих объектов. Длительность наблюдения и массив статистических данных определяются продолжительностью всего процесса эксплуатации и общим количеством действующих объектов. Особенность метода в том, что функционирование СЭС не зависит от наблюдателя, условия работы и нагрузочные режимы могут изменяться: Поэтому необходимо получить не просто оценки фиксированных значений показателей надежности, а определить зависимости этих показателей от условий и параметров работы СЭС. Для получения этих зависимостей наиболее эффективно использование математических методов регрессионного и дисперсионного анализа.
Анализ причин отказов воздушных и кабельных линий электропередачи
Воздушные линии электропередачи 6-Ю кВ (временные и постоянные) выполнены на железобетонных опорах типа проводом АС-95. Все линии электропередачи были радиальные, но в процессе эксплуатации для повышения надежности электроснабжения ответственных потребителей (водозаборов, котельных) был выполнен ряд перемычек с использованием разъединителей типа РЛНДз-10. Статистические данные об отказах электрооборудования в OOQ ЯГД за последние 15 лет были получены из диспетчерского учета и оперативных журналов Ямбургского районного энергетического управления. Была выбрана статистика отказов, вызванных обрывами воздушных линий, схлестываниями при обвисании проводов, падениями опор. Рассчитанные показатели надежности (частота отказов и время восстановления) электрооборудования оказались выше, чем средние показатели для аналогичного оборудования, эксплуатируемого в более южных районах. Причина обусловлена влиянием на электрооборудование тех экстремальных условий Крайнего Севера, в которых приходится его эксплуатировать.
В начале рассматриваемого периода в конце 1987-88 гг. большое количество коротких замыканий было связано со значительным повышением объемов производства в целом и развитием системы электроснабжения ООО ЯГД в частности. В это время шел период «приработки», которому присущ высокий уровень аварийности в различных технических системах. Также имел место фактор слабой квалификации или недоукомплектованности кадрами электроэнергетических служб. В 1989-1990 гг. наблюдалась тенденция к снижению количества отказов, которая продолжилась в начале 90-х годов.
К закономерностям, которые наблюдались в этот период, следует отнести то, что максимум числа коротких замыканий наблюдается в марте-апреле-мае. Это объясняется последствиями суровой зимы с экстремальными температурами и рядом факторов: сильными ветровыми нагрузками, характерными в этот период года; резкими перепадами температуры день-ночь, приводящими к обледенению проводов. В летние месяцы происходило заметное снижение числа коротких замыканий, а в октябре появлялся пик коротких замыканий в воздушных линиях по тем же причинам, что и весной, но с добавлением морозов до - 30С.
В системе электроснабжения Ямбургского ГКМ наблюдается тенденция к увеличению выявленных замыканий на землю в сети с изолированной нейтралью, которая объясняется постоянно увеличивающейся протяженностью линий электропередач (особенно воздушных). Имеет место обрыв вязок фазных проводов при сильных ветровых нагрузках, характерных для Ямбурга. Максимального значения количество замыканий достигает в марте-апреле, когда юго-западные ветра максимальны.
Кроме того, в этот период источником аварийных ситуаций является неупорядоченное движение грузового транспорта и габаритной техники по «зимникам» к многочисленным строительным площадкам.
В последующие годы общее количество отказов воздушных линий снижается. Наблюдаются единичные случаи порывов проводов на линиях, проходящих в открытой тундре, уменьшение количества схлестов в марте и октябре при постоянной повышенной ветровой нагрузке как следствие проведенных мероприятий по усилению крепления проводов (двойной бандаж при вязке, диэлектрические распорки), снижение числа случаев схлестывания и обвисния проводов в августе-сентябре в период наиболее активного растепления грунтов и падения опор.
Повреждения кабельных линий, проложенных в грунте, наблюдаются из-за подвижек насыпного основания и из-за некачественного монтажа кабельных муфт, а также механических повреждений (наезды, удары и т.д.). Работы, направленные на улучшение монтажа муфт и переход на прокладку кабеля по эстакадам,привели кзначительному уменьшению количествадатказов. Практика последних лет показывает полную невозможность грунтовой укладки кабельных сетей в условиях Крайнего Севера.
Анализ причин повреждаемости воздушных и кабельных линий позволяет сделать следующие выводы: максимальное число отказов воздушных линий электропередачи приходится на весну (апрель-май) и осень (сентябрь-октябрь) из-за наличия в это время года максимальных ветровых нагрузок и температурных перепадов, в августе сохраняется наибольшая вероятность падения опор; для кабельных линий наиболее вероятными причинами выхода из строя являются максимальные отрицательные температуры, имеющие место в ноябре; декабре и феврале; из всех причин появления отказов электрооборудования основны ми следует считать те, которые происходят в результате воздействия природ но-климатических факторов: мерзлотные пучения грунтов, приводящие к по вреждению свайных оснований и падению опор; «пляска» провода и, как след ствие, отключение воздушных линий из-за схлёстывания или обрыва прово дов; колебания температур и сильные ветры, приводящие к аварийному от ключению воздушных линий. Уменьшение влияния этих факторов возможно за счет проведения научно обоснованных технических и организационных мероприятий. Технические мероприятия включают: изменение конструкции крепления фазных проводов к изоляторам (подвесные изоляторы), установку железобетонных опор на сваяхпасынках (труба), применение металлических опор «ЭЛСИ», применение поверхностных фундаментов для опор, замену эпоксидных кабельных заделок на более современные конструкции, установку более чувствительных защит от однофазных замыканий на землю, своевременные осмотры и устранения повреждений на ВЛ и т.д.
Организационные мероприятия должны быть направлены на улучшение технического обслуживания и ремонта электроустановок за счет оптимизации сроков обслуживания и повышения качества ремонтных работ, проведения работ и модернизаций, уменьшающих последствия от воздействия природно-климатических условий.
Анализ надёжности системы электроснабжения газовых промыслов ООО «Ямбургтаздобыча»
Расчеты надежности электроснабжения проводились с привлечением разработанной автором компьютерной программы расчета надежности, в которой реализован алгоритм, подробно описанный в главе 2 диссертационной работы. В качестве исходной схемы внешнего электроснабжения газовых промыслов использовалась схема Северных электрических сетей ОАО «Тюменьэнерго», Как отмечалось ранее, основным источником электроснабжения является Ямбургская газотурбинная электростанция (6 агрегатов по 12 МВт), которая работает параллельно с энергосистемой. Узловая подстанция «Ямбург» связана с энергосистемой «Тюменьэнерго» двумя воздушными ЛЭП-110 кВ протяженностью более 100 км каждая - кВ протяженностью более 100 км каждая - «Оленья-Ямбург-1,2». Подстанция «Ямбург» 110 кВ рассматривается как второй источник электроэнергии для газовых промыслов ООО «Ямбурггаздобыча». Расчет надежности проводился в обе стороны относительно границ балансовой принадлежности газовых промыслов. На подстанциях ЯПТ-1, ЯГП-1В, ЯГП-2- ЯГП-7 - граница проходит по трансформаторным разъединителям 6 кВ, а на подстанциях ЯГП-2В, ЯГП-ЗВ и ЯГТЭС - по приемным порталам 110 кВ.
При проведении расчетов преследовались две цели. Первая - сравнение расчетных показателей надежности на границах балансовой принадлежности с показателями, полученными на основе опыта эксплуатации подстанций газовых промыслов. Такое сравнение позволило сделать заключение о работоспособности и корректности предлагаемых методик, алгоритма и программы расчета. Вторая цель - количественно оценить показатели надежности системы электроснабжения с тем, чтобы позже оценить ущербы от недоотпус-ка электроэнергии. Расчеты надежности электроснабжения проводились путем разбиения схемы ЭС на типовые расчетные схемы с учетом соединения между собой и поэтапному определению показателей надежностей согласно заданной последовательности - от источника питания к границе балансовой принадлежности. При этом использовались индивидуальные показатели надежности отдельных элементов сети, взятые из справочной литературы, а в другом случае - полученные автором из анализа статистики аварийных ситуаций. Такой подход позволил оценить, насколько ухудшаются показатели надежности электроснабжения за счет влияния специфических, экстремальных условий Крайнего Севера. В расчетах рассматривались случаи аварийного отключения напряжения на обеих секциях шин 6 кВ подстанций газовых промыслов. Любые другие аварийные ситуации, которые приводят к исчезновению напряжения только на одной секции подстанции, как правило, не ведут к возникновению ощутимых технологического и прочих ущербов. При исчезновении напряжения на обеих секциях шин технологический ущерб неизбежен, так как имеющиеся на промыслах аварийные дизельэлектростанции не подключены на нагрузку двигателей аппаратов воздушного охлаждения (АВО) газа УКПГ из-за большого количества и соответственно мощности двигателей АВО (3 очереди по 48 двигателей — 37 кВт мощности каждый). Температура газа без охлаждения резко возрастает в соответствии с технологией компримирования: перекрывается доступ горячего газа подготавливаемого к транспортировке, прекращается прием газа из скважин, УКПГ прекращает выпуск продукции. В табл. 4.2 в числителе приведены значения, рассчитанные с использованием показателей надежности элементов, определенных для условий Крайнего Севера, в знаменателе - для умеренного климата. Проведенные расчеты позволяют сделать выводы: 1. Полученные вычислительным путем показатели надежности электроснабжения относительно границы балансовой принадлежности достаточно хорошо кореллируются с показателями, полученными в практике эксплуатации подстанций, то есть, по сути, экспериментально. Наибольшие расхождения параметра потока отказов не превышают 32 % (для подстанций ЯГП-4). Расхождение в среднем времени восстановления электроснабжения - 28 % (для подстанции ЯГП-1В). Для большинства подстанций разница между расчетными и экспериментальными показателями не превышает 13-=-15 %. 2. Результаты, полученные с использованием показателей надежно сти элементов сети, эксплуатируемых в условиях Крайнего Севера, ближе к - экспериментальным (опытным), чем результаты, рассчитанные по данным показателей надежности для умеренного климата. 3. Показатели надежности электроснабжения подстанций газовых промыслов примерно одинаковы, исключением являются ЯГП-7; ЯГП-1В; ЯГП-2В. Это можно объяснить большей протяженностью питающих линий электропередач, которые, как было показано ранее, являются ненадежным элементом ЭЭС. Очевидно, что для разработки организационных и технических мероприятий, направленных на повышение надёжности и экономичности системы внешнего электроснабжения газовых промыслов, необходимо рассмотреть величину и составляющие ущерба в технологической системе предприятия, а в случае, если из-за нарушения электроснабжения произошло негативное воздействие на окружающую среду, то и экологический ущерб. Несмотря на высокую значимость оценки экологических ущербов, очевидна недостаточная методическая проработка этого вопроса. Автор в третьей главе предлагает некоторые подходы к оценке экологического ущерба, которые в большей мере носят методологический характер- Экономическая же оценка воздействия на окружающую среду из-за многостепенности проблемы и её слабой проработки, в том числе законодательной и юридической, затруднена, и в приведённых ниже результатах расчётов не учитывается.
Для расчётов технологических ущербов использовалась программа, разработанная автором. Приведённые ниже результаты получены для случая внезапного перерыва электроснабжения (аварийного исчезновения напряжения на обеих секциях шин 6 кВ подстанций ГП), то есть для случая полного отказа СЭС в точке подключения производственного предприятия. Факт перерыва электроснабжения сам по себе не является достаточным условием неминуемого нарушения технологического процесса. Для производств с непрерывным циклом характерна способность переносить перерывы электроснабжения с малой длительностью без ощутимого ущерба. Если длительность фактического перерыва электроснабжения превысит некоторую допустимую величину, то "непрерывный производственный цикл нарушается.
