11.3.1. ПЕРЕЧЕНЬ ПОКАЗАТЕЛЕЙ И НОРМАТИВОВ
Основные вопросы обеспечения надежности ЭЭС решаются на системном уровне, поэтому для него разработано наибольшее число всевозможных норм и правил.
В табл. 112 сделана попытка обобщить используемые и предлагаемые для нормирования показатели и рекомендации по обеспечению надежности применительно к различным единичным свойствам надежности ЭЭС, рассматриваемым в [4]: безопасность, безотказность, ремонтопригодность, устойчивоспособность, живучесть и управляемость. Такие свойства, как сохраняемость и долговечность, характеризуют надежность не основной структуры ЭЭС, а их оборудования (см. § 11.5).
Системные нормативы надежности здесь трактуются в широком плане, т. е. включают в себя как нормируемые показатели, так и характеристики общих расчетных условий, возможные ограничения и параметры элементов системы (так называемые наборы влияющих факторов), необходимые для оценки системных показателей надежности.
В дополнениях к табл. 11.2 (11.3.2) приводятся нормативы и другие сведения, непосредственно связанные с надежностью и поясняющие показатели и нормативы, приведенные в табл. 11.2.
Смысл табл. 11.2 в том, что она дает наглядное представление о степени разработанности нормативов. Таблица открыта для новых предложений по нормативам надежности, так как необходимость этого, особенно по обеспечению достаточного уровня безопасности, живучести и управляемости, очевидна.
Использование нормативов, приведенных в табл. 11.2, зависит от временного и территориального уровня управления ЭЭС. Так, при прогнозировании развития ЭЭС на 15 лет и более вперед используются укрупненные нормативы надежности и резервирования генераторной мощности и пропускных способностей связей и упрощенные расчетные схемы и математические модели их определения, поскольку более точное решение и невозможно (большая неопределенность условий развития), и нецелесообразно. На этом этапе решения по развитию ЭЭС имеют предварительный (прогнозный) характер. Значения нормативов должны обеспечивать ориентировочную оценку установленной мощности и пропускных способностей связей с учетом того, что уточнение будет осуществлено на следующих временных этапах управления развитием ЭЭС - при планировании и проектировании на 10-15 и 5-10 лет вперед соответственно. На последнем этапе, отталкиваясь от заданных нормативных значений, осуществляется технико-экономическая оптимизация величины и размещения по энергорайонам (ОЭЭС, РЭЭС) резервов генераторной мощности, конфигурации и параметров связей с учетом возможных народнохозяйственных ограничений. Поскольку принятие решений на данном этапе является окончательным (перед началом их практической реализации) и связано с необходимостью принятия решения по реальным затратам значительных материальных ресурсов, то здесь оправданы практически любые издержки на обосновывающие расчеты. Использование нормативов на этом этапе может привести к выбору недостаточно эффективного варианта развития ЭЭС.
Таблица 11.2
Продолжение табл. 11.2
Иногда при проектировании ЭЭС и почти всегда при корректировке планов могут потребоваться расчеты другого типа, связанные с уточнением информации по условиям развития системы и возникающими дополнительными ограничениями на материальные ресурсы. Радикальные изменения в развитии системы здесь уже невозможны. В этой ситуации требуется выбор наиболее экономичных и надежных решений по ближайшим вводам нового оборудования в работу. Эти решения можно принимать на базе выполнения и технико-экономического сравнения соответствующих оценочных расчетов надежности с помощью наиболее полных математических моделей.
11.3.2. ДОПОЛНЕНИЯ К ТАБЛ. 11.2
- Показателей риска 1.3.1-1.3.3 нет в [4] и других отечественных материалах, поэтому ниже дается их определение:
индивидуальный риск - вероятность гибели одного человека в результате аварии;
социальный риск - соотношение между количеством людей, которые могут погибнуть при одной аварии, и вероятностью такой аварии;
риск для экосистемы - процент биологических видов экосистемы, на которых скажется вредное воздействие.
- На шинах электростанций и подстанций токи КЗ не должны превышать следующих значений:
- Нормативы по перенапряжению, связанные с заданием наибольших рабочих напряжений электрических систем, следующие:
Примечание. Для напряжений 3—35 кВ — система с изолированной нейтралью, для напряжений 110—1150 кВ — с заземленной.
- При проектировании ТЭС предусматривается создание:
для ТЭС, работающих на угле и сланце, складов топлива емкостью (без учета государственного резерва), равной 30-суточному расходу; для ТЭС, располагаемых в районе угольных резервов или шахт на расстоянии 41-100 км, -15-суточному расходу, а на расстоянии до 40 км от них - 7-суточному расходу;
для ТЭС, работающих на торфе, складов топлива емкостью, равной 15-суточному расходу;
для ТЭС, у которых основным топливом является мазут, доставляемый по железной дороге, мазутохранилища емкостью (без учета госрезерва), равной 15-суточному расходу, а при подаче мазута по трубопроводам - 3-суточному расходу;
для ТЭС, работающих на газе при круглосуточной подаче его от одного источника, аварийного мазутохозяйства с емкостью резервуаров, равной 5-суточному запасу, а при сезонной подаче газа - резервного мазутохозяйства на 10-суточный расход. (При обеспечении круглосуточной подачи газа от двух независимых источников мазутохозяйство может при соответствующем обосновании не сооружаться).
- Нормативы на текущий ремонт по видам генерирующего оборудования следующие:
- Нормативы на капитальный и средний ремонты по видам генерирующего оборудования следующие:
Энергоблоки мощностью, МВт:
7. Периодичность проведения капитальных и средних ремонтов агрегатов приведена ниже:
- Коэффициенты плановых простоев на одну цепь ВЛ или единицу оборудования Кп, 10-3 отн. ед.
Примечание. Среднее время планового простоя Тп (лет/простой) определяется по Кп(Тп =Κπ/ωη).
- Среднее время восстановления элементов электрических сетей Τ · 10-3, лет/отказ
В
Продолжение табл.
Примечания: 1. Среднее время восстановления повреждений фазы (однофазного трансформатора) при установленной на подстанции резервной фазе составляет 1,1·10-1 лет/отказ без перекатки и 9·10-3 лет/отказ с перекаткой фазы.
- Время восстановления электроснабжения при повреждении выключателей в схемах с обходной системой шин составляет 0,06·10-3 лет/отказ, а в схемах многоугольников, полуторных и мостиковых — 0,03·10-3лет/отказ.
12. Классификация очередей оперативного резерва по времени, требуемому для ввода резерва в работу:
1-я очередь (время ввода 5-15 с) - вводится автоматически действием регуляторов частоты вращения турбин при отклонении частоты от заданного уровня (первичное регулирование). К резерву этой же очереди отнесено автоматическое изменение режима ГАЭС;
2-я очередь (время ввода до 5 мин) - вводится вручную или автоматически; к резерву 2-й очереди относятся воздействие на мощность включенных агрегатов, изменение уставок систем автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ) (вторичное регулирование), автоматический пуск от реле понижения частоты гидроагрегатов и газотурбинных установок;
3-я очередь (время ввода от нескольких минут до 2 ч) - пуск газовых турбин вручную, пуск агрегатов ГЭС или ГАЭС; централизованное регулирование мощности включенных агрегатов ТЭС с котлами, находящимися в горячем резерве; аварийное получение мощности от соседних ЭЭС за счет использования их резерва;
4-я очередь (время ввода до 24 ч и более) - пуск агрегатов ТЭС, находящихся в холодном резерве; досрочный вывод агрегатов из ремонта; изменение планового графика обменной мощности; снижение нагрузки путем ограничения потребителей, с которыми имеются специальные соглашения.
Резерв 1-й и 2-й очередей составляют включенный резерв, 3-й и 4-й - невключенный (холодный).
- При обслуживании подстанций выездными бригадами время восстановления путем переключения в РУ следует увеличивать на С,0б-10~алет/отказ.
- Группы расчетных возмущений:
- группа - отключение любого элемента или однофазные КЗ в сети напряжением 500 кВ (для схемы связи АЭС с системой - 750 кВ) и ниже, однофазные КЗ с успешными ОАПВ на линии напряжением выше 500 кВ, отключение одного генератора или блока или возникновение аварийных небалансов такой же мощности из-за отключения нагрузки;
- группа - отключение любого элемента или однофазные КЗ с неуспешным ОАПВ в сети напряжением выше 500 кВ, многофазные КЗ на ВЛ любого напряжения, отключение наиболее крупного генератора или блока;
- группа - одновременное отключение двух цепей или двух ВЛ, идущих по одной трассе более чем на половине длины; возмущения I и II групп с отключением элемента сети или генератора, которые вследствие ремонта одного из выключателей приводят к отключению еще одного элемента сети, подключенного к этому же распределительному устройству; однофазное КЗ на любом напряжении при отказе одного из выключателей и действии УРОВ; отключение секции шин с потерей до 50% мощности электростанции.
- Значения нормативов на пропускные способности сечений (минимально допустимые величины) приведены ниже:
Мощность меньшей из двух частей ЕЭЭС
11.4. НОРМИРОВАНИЕ НАДЕЖНОСТИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ
Нормативы надежности для системообразующей сети, которая вместе с генерирующим звеном составляет основную структуру ЭЭС, полностью относятся к распределительной сети, за исключением того, что для данного звена ЭЭС не является актуальным. Из нормативов табл. 11.2 к распределительным сетям относятся нормативы пп. 2.2.7-2.2.10, 23.6-2.3.8. Кроме того, в распределительных сетях используются нормы и правила, применяемые для схем электроснабжения конкретных потребителей в части выбора схем распредустройств и числа трансформаторов на подстанциях, числа цепей ЛЭП и т.д. Указанные нормативы отображены в [5, 104, 158, 190].
11-5. НОРМАТИВЫ НАДЕЖНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ
В [1] отмечалось, что проблема оптимизации надежности основного оборудования систем энергетики с учетом условий его работы в системе является весьма сложной, еще нерешенной задачей. Поэтому в настоящее время принят другой путь - нормирование показателей надежности оборудования с учетом статистических данных о его работе. Именно так прежде всего формируются показатели аварийности генерирующего оборудования, линий электропередачи и других элементов системы. Этот норматив, по сути, является среднестатистическим по ЭЭС в целом. Отражая различный уровень изготовления и монтажа, а также эксплуатации однотипного оборудования, он как бы становится в качестве норматива и мобилизующей директивы для персонала системы. Различные отклонения в большую или меньшую сторону от этого норматива должны иметь объективное обоснование. С другой стороны, этот норматив, будучи директивным, является отнюдь не гарантированным. Поэтому часть специалистов выступает за то, чтобы энергомашиностроительные отрасли гарантировали соответствующие показатели. При этом используются следующие нормативы [5, 104, 158, 190]:
относительная среднегодовая длительность простоя оборудования в текущем ремонте;
среднегодовое время простоя оборудования в капитальном и среднем ремонтах;
периодичность проведения капитальных и средних ремонтов; коэффициент аварийного простоя оборудования.
Кроме того, рекомендуется нормировать для отдельных видов оборудования следующие характеристики:
сезонные снижения мощности;
маневренные характеристики и другие (см. табл. 11.2 и дополнения к ней).
Указанные нормативы рекомендуется пересматривать 1 раз в 5 лет с целью учета новых условий функционирования ЭЭС, новых технологий, изменений в технической политике и др. Для электроэнергетического оборудования актуальным являются также такие единичные свойства надежности, как сохраняемость и долговечность [4]. Сохраняемость должна обеспечиваться не только при хранении оборудования и его транспортировке к месту установки, но и при нахождении в невключенном резерве, консервации или в режиме ожидания востребования к действию. Последнее очень важно для вспомогательного оборудования, устройств защиты и автоматики. Нормативы на этот счет отсутствуют, имеются лишь отдельные рекомендации заводов-изготовителей.
Что касается долговечности, то это очень важный показатель и поэтому для большинства электроэнергетического оборудования установлены соответствующие сроки нормальной работы до полного исчерпания ресурса. Электроэнергетическое оборудование, как правило, рассчитывается на эксплуатацию в течение не менее 25-35 лет.
11.6. НОРМИРОВАНИЕ ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫХ ИНСТРУМЕНТОВ
По мере внедрения вычислительных методов и вычислительной техники в управление развитием и эксплуатацию ЭЭС все большее значение приобретают вычислительные модели для оценки и оптимизации надежности. Разработанные модели и программы различаются между собой степенью полноты учитываемых факторов, характеризующих функционирование ЭЭС и их элементов, точностью задания исходных данных и применяемыми методами расчета искомых показателей. Естественно, для одних и тех же решаемых задач и исходной информации расчетные показатели, вычисленные с помощью разных моделей, будут различаться. В этих условиях, очевидно, целесообразно выбрать из множества имеющихся несколько моделей, которые должны быть рекомендованы для оценки расчетных показателей в соответствующих случаях, т.е. речь идет о нормировании вычислительных инструментов. Для этого предварительно требуется проведение расчетов тестовых схем и выявление на этой основе наиболее удачных методов и моделей, которые могли бы стать нормативными с указанием областей применения каждой из них. Представляется целесообразным выбрать нормативные модели трех уровней: оптимизационные, оценочные и упрощенные для прикидочных расчетов. Эта работа только начинается, соответствующие нормы и рекомендации еще не выработаны. Аналогично обстоят дела с нормированием расчетных схем и наборов исходных и результирующих данных для соответствующих вычислительных моделей.
11.7. НЕКОТОРЫЕ ПРОБЛЕМЫ НОРМИРОВАНИЯ НАДЕЖНОСТИ ЭЭС
В имеющихся директивных материалах задачи надежности и нормативные требования не систематизированы и отражены в разных методических рекомендациях по управлению ЭЭС и их объектами. Видимо, целесообразно иметь в таких материалах специальный раздел, в котором излагались бы методики оценки и оптимизации надежности вариантов развития и функционирования, требования и средства, обеспечивающие надежность ЭЭС.
На базе имеющейся системы нормативов требуется проведение работ по созданию, уточнению, унификации применяемых методик, моделей и программ, обеспечивающих работоспособность этой системы. Необходимо нормирование расчетных моделей на базе сопоставительных расчетов для различных тестовых схем ЭЭС.
Работа по уточнению, детализации, дифференциации нормативов должна быть постоянной. Более того, нормотворческая работа, очевидно, никогда не будет закончена в силу того, что постоянно происходят качественные и количественные изменения в структуре и параметрах ЭЭС, появляются новые факторы и изменяются условия работы ЭЭС, меняются экономические условия, в том числе связанные с изменениями форм собственности, становлением рыночных отношений между субъектами экономики, демонтажем жесткого централизованного управления энергетикой в стране, сменой приоритетов в общественном производстве и т.п.
Неустойчивое, переходное состояние экономики страны и управления экономикой может в связи с резким изменением принципов хозяйствования и структур управления производством привести к отказу от части наработанных предложений, методик и концепций и потребует переработки ряда нормативов надежности ЭЭС. Прежде всего это будет касаться учета фактора надежности при назначении тарифов на отпускаемую электроэнергию, при формировании договорных отношений между потребителями и производителями энергии.
