24 ноября, во второй день V международного форума энергоэффективности и развитии энергетики ENES 2016, прошла встреча главных инженеров электросетевых компаний «Ключевые цели: надежность оборудования или надежность энергоснабжения?». Журналисты ЭНЕРГОСМИ и портала RusCable.Ru побывали на мероприятии.
В качестве показателей надежности работы электросетевых компаний исторически используются как уровни аварийности, характеризующие количество инцидентов и отключений электросетевого оборудования, так и комплексные показатели надежности энергоснабжения, характеризующие относительные объемы ограничения оказания услуг потребителям. При этом отключения оборудования и линий электропередачи в электрических сетях в допустимых пределах определяются проектными нормативами надежности.\
Как рассказал Дмитрий Гвоздев, исполняющий обязанности заместителя генерального директора — главного инженера ПАО «Россети», по стандарту компании под надёжностью подразумевают свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих его способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования. На практике обеспечение надежности достигается за счет совокупности факторов надежности работы электросетевых объектов и развитие сети, которые зависят от выполнения инвестиционной программы, своевременного обновления технической политики, повышения квалификации персонала и других факторов. «Поэтому разделять надежность электроснабжения и надежность электросетевого комплекса не совсем корректно», – сказал г-н Гвоздев.
В качестве показателей надежности работы электросетевых компаний используются уровень аварийности, длительность перерывов электроснабжения потребителей и сейчас компания постепенно переходят к принятым в мире индикативным показателям Пsaidi, Пsaifi иПens. Учитывая высокие требования к качеству электроснабжения при условии ограниченного тарифа, компаниям приходится искать баланс между уровнем надежности энергосистемы и уровнем расходов на ее обеспечение и развитие. Принятие решения о необходимости воздействия (ремонта или замены) на оборудование или ЛЭП должно выполняться с учетом реального технического состояния и значимости подключенных потребителей.
С учетом разнообразия электросетевого оборудования в компании разработали методику для составления долгосрочной программы развития ПАО «Россети». На сегодня в «Россетях» дошли до составления унифицированных индексов технического состояния, рассчитанные на основании первичных данных по единым алгоритмам и расчетным формулам. Далее в планах определение последствий отказа (индекса важности) активов (в планах на 2017 год) и оценочный список производственных активов для включения в программы ТОиР, инвестиционную программу в части ТПиР или списания текущего года или последующих лет (сейчас планируют провести в 2018 году).
Александр Пилюгин, первый заместитель генерального директора – технический директор ПАО «МРСК Центра», рассказал, что уже сегодня, на примере недавней аварии в Калужской области, на этапе оценки ситуации в компании от оценки отключенных подстанций и линии пришли к ситуации оценки количества отключенных потребителей. И всё направление восстановительных работ было направлено на восстановление электроснабжения, а уже во вторую очередь к восстановлению поврежденных участков сети.
«Мы сегодня оцениваем нашу надежность по количеству отключенных элементов сети. Мы ведём статистику, мы учитываем время восстановления участка сети. Но при этом, во-вторую очередь, в нашей работе мы учитываем надежность электроснабжения конечного потребителя. И в результате потребитель может быть с электроснабжением, а у нас идёт аварийность. Это для распределительных сетей, 110 и ниже. По этой статистике мы достигли высоких показателей надежности электросети, но достигли определенного предела. Нельзя до нуля снизить аварийность сети. На 90% это уязвимые воздушные линии», – сказал г-н Пилюгин.
На сегодня производственные программы формируют (и инвестируют в это немалые средства), чтобы делать неотключаемые сети, но если сеть неотключаемая, то зачем сеть интеллектуальная, гибкая сеть, направленная на неотключение потребителя? На это противоречие обратил внимание г-н Пилюгин.
По этому вопросу высказался Владислав Воротницкий, представитель ГК «Таврида Электрик» и участник рабочей группы EnergyNet. По его словам у гибкой сети больше перспектив, поскольку для нынешних потребностей в доступности и надежности сети программы реновации исключительно на неотключаемые сети потребует слишком больших объемов инвестирования, которых просто нет, и это мировая практика.
Александр Назаров, главный инженер ООО «ТранснефтьЭлектросетьСервис», рассказал, что за последние 4 года 43 % отказов на объектах ПАО «Транснефть» произошли на объектах 1 категории надежности электроснабжения. Из них более 10 % при успешном прохождении цикла АПВ (АВРАвтоматический ввод резерва More) на питающих линиях (питающих подстанциях) сетевых организаций.
Целью ООО «ТЭС» является обеспечение непрерывного технологического процесса транспортировки нефти и нефтепродуктов по системе магистральных трубопроводов, посредством оказания услуг по передаче электрической энергии, технологическому присоединению, а также развитие электросетей через инвестиционную деятельность. Что делает вопросы надежности крайне важными для компании.
Объекты ПАО «Транснефть» — потребители с высокой электродвигательной нагрузкой большой мощности. Устойчивая работа высоковольтных электродвигателей возможна в минимальный промежуток времени при переходных процессах в сети внешнего электроснабжения. Для повышение устойчивой работы объектов ПАО «Транснефть» важно повысить быстродействие линейных защит питающих объекты ПАО «Транснефть» линии или применять защиты работающие с абсолютной селективностью и уменьшать время работы цикла АПВ (АВРАвтоматический ввод резерва More) в схемах внешнего электроснабжения объектов ПАО «Транснефть».
Для повышения надёжности в компании переходях от «классических подстанций» к цифровым подстанциям. ПАО «Транснефть» планирует на двух объектах ввести в промышленную эксплуатацию цифровые подстанции 110 кВ. Планируется применить решения обеспечивающие минимизацию возникновения отказов на объектах ПАО «Транснефть» при переходных процессах в сетях внешнего электроснабжения сетевых организаций с использованием алгоритмов мониторинга и управления технологическим оборудованием.
О нормировании показателей надежности устройств железнодорожного электроснабжения рассказал Эдуард Шорников, главный инженер Трансэнерго — филиала ОАО «РЖД». РЖД с одной стороны являются крупнейшим потребителем электроэнергии, а с другой – сетевой компанией, которая осуществляет услуги по передаче и распределению энергии. «Трансэнерго» — с 1 октября выделенный филиал ОАО «РЖД», осуществлений обеспечение РЖД электроэнергией, а также покупкой, передачей и распределением электроэнергии другим филиалам «РЖД», присоединенным к электрическим сетям ОАО «РЖД», ведущий деятельность по оказанию услуги по передаче электроэнергии другим потребителям в целях получения прибыли.
Нормируемые показатели надежности устройств железнодорожного электроснабжения делятся на системные показатели надежности (показатели по максимально допустимому перерыву в электроснабжении потребителей) и локальные показатели надежности (показатели по надежности оборудования заявленные изготовителем).
Как рассказал г-н Шорников, за счет резерва оборудования можно было не добавлять надежности, по существующим нормативам они проходят. Однако такая ситуация не устроила и в «Трансэнерго» ввели свои нормативы, более жесткие, чем требуются по закону. «Мы задали для себя показатели надёжности по перерыву энергоснабжения», – сказал он.
