Оценка экономической эффективности сооружения резервной сети с целью повышения надежности электроснабжения потребителей на примере Чеховского района

Группирование объектов по территориальному расположению в условиях интеграции системы ТОиР с приложением управления недвижимостью позволяет организовать однократный ввод данных и исключает ошибки.


Рисунок 2.6. Анализ использования автоматизированной системы планирования ТО и Р


Нормирование работ. Каждая выполняемая операция характеризуется нормами расходования материалов и заменяемых частей, перечнем последовательных и параллельных шагов, применяемыми инструментами и необходимым числом специалистов требуемой квалификации. Поскольку материалы и запчасти учитываются в системе вместе с их стоимостью, а трудовые ресурсы - с почасовыми ставками специалистов, подсчет плановой себестоимости работ особой сложности не представляет (рис. 2.6). Точно так же можно контролировать и работы, выполняемые подрядными организациями: при этом принимаются во внимание контракты, ценовые соглашения и т. д.
Немаловажно иметь под рукой и библиотеки технологических инструкций, чертежей, ГОСТов, ТУ и пр. Все эти документы могут храниться в системе и логически связываться с конкретным оборудованием или видом работ, что облегчает их использование в процессе проведения ТО.
2. Управление работами. Задания на ТОиР в системе формируются или автоматически, или вводятся ответственным лицом, обычно в связке «оборудование - работа». Задание может генерироваться и в ответ на запрос о неполадке, сформированный любым пользователем системы и прошедший утверждения по установленной иерархии. Необходимые материалы и ресурсы определяются нормативами. Просчитывается продолжительность выполнения задания и каждой операции по техкарте. Ремонтники получают бланк, в котором подробно расписано, кто, что и когда должен сделать, какие детали использовать, какие инструкции или чертежи применять. Остается зафиксировать выполнение операций и задания в целом, отразить фактическое количество использованных материалов и ресурсов, возможно, применить процедуры контроля качества и занести текущие показания измерителей. Узлы, подлежащие ремонту, могут быть заменены, и на работу по устранению дефектов в них формируется свое задание.
В случае выполнения операций по ТОиР сторонней организацией современные системы дают возможность выставить счет как на работу в целом, так и детально по задействованным трудовым ресурсам и израсходованным материалам на основании их номинальной стоимости или по отдельному прейскуранту. Счет автоматически попадает в модуль расчетов с дебиторами.
Если в системе есть возможность относить задания на ТО к разным проектам, это обеспечивает контроль таких проектных работ, как, например, модернизация предприятия. В этом случае все объекты системы (заказы на закупку материалов, планы изготовления запчастей и пр.) имеют ссылки на тот или иной проект. Система разрешает размещать закупаемые материалы только на складских местах, логически отнесенных к данному проекту, и впоследствии выдавать материалы со склада только под задачи данного проекта. Соответствующие позиции относятся при этом на затраты конкретного проекта.
3. Планирование ТОиР. Как отмечалось выше, планирование ТОиР является одной из самых важных и трудоемких задач, для решения которой система управления будет особенно полезна. На основании показаний измерительных приборов (они могут импортироваться в систему, в частности из контура АСУ ТП, или периодически заноситься вручную как результат выполнения отдельного задания - «снятия показаний датчиков») система по принятым на предприятии методикам планирует (или корректирует планы) работы на определенный период времени. Например, при достижении тем или иным параметром первого допустимого порога планируется более частый контроль его состояния, а по достижении второго критического порога назначается ремонт.
Система помогает контролировать доступность ресурсов. Так, можно автоматически учитывать рабочий график ремонтников по сменам и при необходимости корректировать даты работ по ТО (или назначение ресурсов на работы), с тем чтобы они реально могли быть выполнены.
План работ в виде перечня заданий на ТОиР становится доступен менеджерам, планирующим производственную программу предприятия. Для них каждый объект ТОиР является основным производственным ресурсом, и если обслуживание требует остановки оборудования, на период ремонта ресурс помечается как недоступный. Это помогает синхронизировать действия различных служб предприятия.
4. Контроль качества. Интегрированные подсистемы контроля качества позволяют обеспечить фиксацию контрольных параметров по завершении задания или операции. Заранее определив целевые показатели и допустимые значения каждого из них, ремонтные службы могут доверить системе выполнение ряда действий в автоматическом режиме. Например, проанализировав значение показателя, введенное в процессе контроля качества (или вычислив показатель по группе введенных значений), система может сформировать запрос на повторное ТО или проинформировать ответственных лиц по электронной почте или SMS-сообщением на мобильный телефон. Возможны и другие варианты реакции системы.
5. Планирование материалов и запчастей. Список плановых заданий на ТОиР содержит потребности в материалах и запчастях, причем они могут быть привязаны к дате начала конкретной операции в техкарте. На основании этих данных формируются плановые заказы на приобретение материалов и запчастей и/или изготовление их на вспомогательном производстве. Планирование выполняется с учетом требуемых дат, сроков поставки (изготовления), наличного сырья, аварийных запасов, прогнозируемых остатков, имеющихся заявок и заказов на закупку и изготовление, размеров партий, утвержденных контрактов и прейскурантов и пр.
6. Планирование и анализ затрат на ТОиР. Плановые и фактические затраты на ТОиР отслеживаются как по отдельным заданиям на ТОиР, так и по объектам обслуживания с необходимым разбиением по материалам, затратам труда и пр. Затраты группируются по иерархии оборудования. Например, можно отражать распределение суммы затрат по подразделениям предприятия, по временным периодам и другим категориям (скажем, по подрядчикам, отдельным службам или бригадам).
7. Сравнение плановых и фактических затрат, анализ расхождений в различных разрезах позволяют в том числе выявлять проблемы в организации работ, формировать и корректировать нормы.
Типовая модель процессов ремонта и технического обслуживания оборудования основана на методологии EAM (Enterprise Asset Management) - систематической и скоординированной деятельность предприятия, нацеленной на оптимальное управление физическими активами и режимами их работы, рисками и расходами на протяжении всего жизненного цикла для достижения и выполнения стратегических планов. Она включает в себя следующие бизнес-процессы управления деятельностью по техническому обслуживанию и ремонтам оборудования предприятия (рис. 2.7):
Учет оборудования и нормативов - ведение списка оборудования, классификация оборудования, ведение списка нормативных ремонтов и ТО и их технологических карт.
Учет показателей эксплуатации - учет осмотров оборудования, контролируемых показателей и контроль их значений, ведение журнала дефектов, учет наработки и простоев оборудования, учет перемещений оборудования, хранение исторических данных о ремонтах оборудования.
Планирование ремонтов - формирование графика ППР, формирование заявок на проведение ремонтов, планирование потребности в запасных частях и материалах, трудовых ресурсах, формирование бюджета на ремонты.
Управление материально-техническим обеспечением ремонтов - ведение первичного учета МТО, контроль неснижаемого остатка, формирование внутренних заказов, учет затрат.
Управление персоналом - определение необходимых компетенций, формирование персонального списка работников, аттестации и допуски, контроль трудозатрат.
Управление нарядами и работами- подготовка наряд-допусков, нарядов на выполнение ремонтных работ, учет выполненных работ.
Управление документацией - ведение архива документов, хранение графической документации.
Анализ эффективности и формирование отчетности - формирование отчета по показателям эффективности, план-фактный анализ выполнения работ, план-фактный анализ трудозатрат, план-фактный анализ затрат МТО, текущий анализ данных по состоянию оборудования и др.


Рисунок 2.7. Схема взаимосвязей бизнес-процессов ТО и Р

Таким образом, описание бизнес-процессов приводится в следующем формате (рис. 16). Сначала определяется цель процесса: те результаты, которых предприятие намерено достигнуть при выполнении бизнес-процесса. Улучшения процесса при оптимизации должны способствовать достижению целей процесса за более короткие сроки либо с меньшими затратами ресурсов, либо с лучшим качеством. Цели предприятия это цели верхнего уровня, которые образуют дерево целей. Цели нижнего уровня образуют цели бизнес-процессов, выполнение которых обеспечивает предприятию достижение целей верхнего уровня. Требования клиентов процесса отражаются через результат в целях процесса. Для этого необходимо проанализировать информацию о требованиях клиента и учесть ее при разработке целей процесса. Только поставив конкретные цели перед проведением оптимизации процесса можно оценить результаты.
Следующий шаг - определить рамки процесса, т.е. те границы процесса, за которые при его описании не выходят, и зону ответственности входные параметры, в том числе и управляющие, перечень действий, выходные данные.
Далее назначают роли процесса - совокупность обязанностей и задач, которые требуется выполнять в ходе процесса в рамках определенных полномочий, и приступают к описанию действий (функций, подпроцессов) в рамках бизнес-процесса.
Необходимо также определить ключевые показатели эффективности (KPI) - критерии оценки достижения цели при выполнении бизнес-процесса, а также цели оптимизации в виде конкретных показателей, которых необходимо достичь в результате проведенной работы по изменению процесса.
В виду важности на современном предприятии системы ТОиР и сложности в управлении ими широкое распространение получили специализированные автоматизированные информационные системы. Такие системы в рамках концепции EAM, в частности «1С:Предприятие 8. ТОИР Управление ремонтами и обслуживанием оборудования» значительно облегчают согласованное управление процессами технического обслуживания и ремонтом оборудования, материально-технического снабжения и трудовыми ресурсами. Их применение позволяет существенно сократить расходы на техническое обслуживание и ремонты, снизить продолжительность простоев оборудования, увеличить его загрузку. По данным агентства A.T.Kearney, использование таких систем позволяет сократить затраты на обслуживание оборудования в среднем на 25-30%, повысить готовность оборудования к работе на 15-17% и на 30% сократить количество аварийных и сверхурочных работ.
Таким образом, дальнейшее совершенствование системы технической эксплуатации электрораспределительной сети Чеховского района следует проводить в направлении:
- развития методов диагностики и методов прогнозирования состояния электротехнических устройств;
- создания комбинированных технических средств диагностики и прогнозирования;
- повышения квалификации и профессионализма обслуживающего электроустановки и электроприёмники персонала.
Как только предприятие ввело учёт активов и их состояния, оно может фокусироваться на индивидуальных особенностях оборудования. Существующая в России система ППР в энергетике несовершенна и не адекватна современным условиям, она имеет существенные недостатки и объективно не может обеспечивать надёжность электрооборудования при возрастающих темпах его износа. Анализ имеющихся и активно развивающихся методов и средств диагностики электрооборудования показывает, что их современный уровень и перспективы развития открывают реальные возможности для применения методов управления активами и стратегии технического обслуживания и ремонта (ТОиР) на основе текущего технического состояния оборудования. Задача системы ТОиР заключается в том, что по истечении определённой наработки в момент, предшествующий отказу, проводятся профилактические ремонты.
Основным принципом системы технического обслуживания и ремонта на основе текущего технического состояния является индивидуальное наблюдение за диагностическими параметрами, характеризующими фактическое состояние оборудования в процессе эксплуатации.
Ключевые цели системы технического обслуживания и ремонта на основе текущего технического состояния:
- оценка фактического и в реальном времени технического состояния оборудования распределительного электросетевого комплекса;
- формирование базы данных, содержащих информацию о техническом состоянии всего оборудовани;
- сравнительный анализ технического состояния оборудования во времени с выявлением элементов с деградирующими характеристиками;
- планирование ремонтов и замены оборудования с учётом его реального технического состояния.


Рисунок 2.8. Анализ критичного электрооборудования

Исследования СИГРЭ показали, что постоянный мониторинг технического состояния трансформаторов может снизить риск аварий на 50%. Более того, было показано, что раннее выявление проблем сокращает стоимость ремонтных работ на 75% и уменьшает потенциальные убытки, связанные с аварией, на 60%. Эта экономия может составлять около 2% в год от стоимости нового трансформатора, т.е. от 40 до 80 тыс. долларов.
Предварительная оценка свойств и параметров элементов электрической сети позволяет определить наиболее важные объекты, относительно которых принимаются управленческие решения. Специалисты итальянской копании ENEL выделили и сгруппировали в своей сети оборудование среднего напряжения по следующим основным типам: разъединители, ограничители перенапряжений, высоковольтные выключатели, аккумуляторные батареи, релейные терминалы, устройства компенсации реактивной мощности, реакторы, измерительные трансформаторы тока и напряжения, силовые трансформаторы тока нулевой последовательности, щиты постоянного тока, силовые трансформаторы, переключатели выходных обмоток трансформатора. Каждый элемент был оценен на основании четырёх основных факторов:
- частота и вероятность аварий;
- влияние на надёжность и бесперебойность электроснабжения потребителей;
- среднее время ремонта;
- стоимость работ по восстановлению.
По шкале от 1 до 5 баллов была оценена важность каждого элемента. Путём учёта всех 4-х факторов и интегральной оценки было определено, что наиболее критичными элементами сети являются силовые трансформаторы и высоковольтные выключатели. Можно предположить, что похожие результаты будут наблюдаться и в наших российских сетях.Наряду с вышеизложенным, целесообразно рассмотреть вопрос внедрения современных методов контроля изоляции, поскольку немалая всех выявленных неисправностей оборудования электрораспределительных сетей так или иначе связана именно с ними.
Объективные данные о техническом состоянии электрооборудования можно получить современными диагностическими методами, не травмирующими изоляцию. Они позволяют определять не только техническое состояние объекта, но и локализовать имеющиеся проблемные места. Проведение комплексных диагностических испытаний различными методами неразрушающего контроля позволяет оценить степень старения изоляции и остаточный ресурс электрооборудования, что в наибольшей степени определяет работоспособность систем.
Техническое состояние изоляции электрооборудования можно определить двумя способами:
- испытание повышенным напряжением в соответствии с действующими нормативами;
- единовременное испытание диагностическими методами (диагностика).
В первом случае невозможно получить достоверную информацию о реальном техническом состоянии электрооборудования, второй способ позволяет получить полную картину фактического технического состояния.
Контроль над изменениями технического состояния электрооборудования во времени обеспечивается:
- периодическими испытаниями диагностическими методами с целью определения динамики процессов старения или развития дефектов (тренд);
- «непрерывной» проверкой технического состояния, позволяющей контролировать процессы в изоляции в каждый момент времени (мониторинг).
Последние десять лет в России и за рубежом ведутся интенсивные работы по совершенствованию методов диагностики и неразрушающего контроля в электроэнергетике, а также выпуску предназначенной для этого аппаратуры. Для диагностики состояния электроизоляционных материалов необходимы соответствующие приборы и методы, которые обеспечат надежный и неразрушающий контроль в полевых условиях. Эти методы ориентированы на диагностические испытания, не разрушающие изоляцию электрооборудования и позволяющие выполнять локализацию проблемных мест на ранней стадии развития дефектов.
Информация, полученная при периодических испытаниях кабелей, не позволяет дать прогноз о сроках дальнейшей безаварийной работы.
Одной из организаций в РФ разработана методика периодического мониторинга состояния изоляции и проводимости кабельных линий 0,4 кВ.
С помощью современных цифровых измерительных приборов (основная погрешность измерения 2 %), входящих в комплект электроизмерительной лаборатории, измеряется некоторое множество параметров, содержащих информацию о состоянии изоляции и проводимости линий. Анализ состояния параметров и динамики их изменений позволяет сделать заключение о состоянии линий и разделить их на три категории:
1 - нормальные,
2 - требующие регулярного контроля,
3 - требующие немедленного ремонта.
Нормальные линии при отсутствии воздействия на них повреждающих факторов с большой вероятностью проработают без отказов до следующего мониторинга (не менее 3 – 5 лет). Этот интервал будет уточняться в сторону увеличения по мере набора статистики.
Линии, требующие регулярного контроля, следует проверять через 1-3 месяца. При отсутствии динамики состояния параметров межповерочный интервал можно увеличивать до четырех – шести месяцев. Однако такое событие имеет малую вероятность. Наличие динамики параметров в течение 6…9 месяцев переводит линию в категорию 3.
На линии категории 3, если ее не ремонтировать в течение 50 часов, происходит аварийный пробой изоляции.
Для определения участка линии с ухудшающимися параметрами целесообразно сделать в доступных точках питающей линии (в кабельном киоске, на промежуточных клеммных коробках, на распределительном щите подстанции,) дополнительные измерения.
При необходимости уточнить место повреждения следует использовать рефлектометры и другие известные приборы и методы обследования кабелей, связанные с отключением потребителей.
Поскольку практически все кабельные линии находятся в состоянии эксплуатации или ремонта, первое измерение параметров может сразу же выявить кабели, подлежащие экстренному ремонту или повторному контролю через месяц.
Трудозатраты на измерение одного кабеля не превышает 10 мин. без учета затрат на транспорт и организационную подготовку.
По нашему мнению, измерения наиболее целесообразно проводить на вводе кабелей в РЩ (ГРЩ) потребителей. Измерения надо производить как при отключенном потребителе, так и при подключенном, т. к. емкости и индуктивности электропотребителей могут существенно изменить параметры,
Для электропотребителей измеренные без потребителей. первой и второй категории, имеющих возможности перехода на резерв, такие измерения не вызывают затруднений. Для потребителей третьей категории отключение на 10 мин. не является непреодолимым организационным препятствием.
При последующих измерениях отключения потребителей, как правило, не потребуется.
После ремонта качество ремонтных работ необходимо проверить измерением параметров дважды: сразу после ремонта и через месяц. Значения идентичных параметров по фазам должны совпадать.

Предложения по дальнейшему развитию, повышению экономичности и надежности электрических сетей:

При строительстве и реконструкции энергетических объектов особое внимание уделять оснащению оборудования устройствами автоматики.
Организовать планомерную реконструкцию и замену энергооборудования, выработавшего установленный срок.
Применение современного электрооборудования, новых конструкций проводов и силовых кабелей, линейной арматуры, соединительных муфт, новых типов изоляторов и других элементов;
Применение усовершенствованных конструкций РУ, РТП и РП 6–10 кВ, ТП 6–10/0,4 кВ с минимальными потребностями в их техническом обслуживании;
Оснащение РС средствами связи, телеизмерения, телесигнализации и телеуправления;
Внедрение и применение устройств обнаружения мест повреждения ЛЭП;
Применение секционирующих пунктов на базе вакуумных выключателей, пунктов АВР;
Применение в сетях 6–10 кВ изоляционных материалов с более высокими диэлектрическими свойствами;
Применение вольтодобавочных трансформаторов.
Оптимизация режимов работы оборудования с целью повышения энергосбережения без снижения качества электроснабжения Потребителя;

Задачи на 2014 год:

Сокращение времени ликвидаций аварийных отключений.
Совершенствовать схемы электроснабжения с целью увеличения надежности.
Продолжать перевод сети с 6 кВ на 10 кВ.
Выполнить перекладку наиболее изношенных участков КЛ 6-10 кВ, продолжать замену битумных концевых заделок кабелей 6-10 кВ на муфты из термоусаживаемых материалов.
Восстановить АВР и АПВ в полном объеме.
Выполнить запланированные объемы по реконструкции и капитальному ремонту распределительных сетей.
Выполнение запланированных объемов по приведению ширины просек до нормативного состояния.

Далее в рамках данного параграфа необходимо произвести экономическое сравнение вариантов реализации комплекса мер, направленных на повышение надежности электроснабжения потребителей Чеховского района. В рамках экономического сравнения производится расчет показателей прямых и косвенных экономических потерь для базового и усовершенствованного вариантов, а также определение стоимости проектных работ и стоимости реализации мероприятий по усовершенствованию технической и организационной составляющих эксплуатационных расходов.
В качестве основного условия принимаем, что индекс затрат для основной электросети во всех вариантах реализации проекта остается неизменным, то же утверждение касается базовой стоимости ремонтно-восстановительных работ.
В качестве вариантов реализации комплекса мероприятий рассматриваем независимо друг от друга следующие:
- создание резервной электрораспределительной сети на участках с повышенной сложностью аварийного восстановления;
- применение современных методов диагностики силового электрораспределительного оборудовании;
- организационные мероприятия по повышению уровня технической готовности дежурных бригад;
- установка систем телеметрии на наиболее сложных участках электросети для уменьшения времени локализации и идентификации причин ТО;
- монтаж устройств АПВ на подстанциях;
- приобретение дополнительного мобильного дизель-генератора для электроснабжения в аварийных ситуациях и уменьшения времени переброски ДГ к метам аварий.
По результатам выполненных расчетов производится экономическое сравнение, по результатам которого делается вывод о применении того или иного комплекса мероприятий или их сочетания.
Заданием на дипломную работу предложено проведение экономического сравнения по одной подстанции, поскольку построение электросети района достаточно симметрично и результаты анализа по каждому сегменту можно масштабировать на все аналогичные кусты. Для анализа принимается фидер №23 (подстанция Лопасня) с U = 6 кВ.
За анализируемый период (рассматривалась статистика технологических отключений по 2011 и 2012 году) всего по фидеру произошло 6 ТО общей длительностью 11.72 часа с недоотпуском 21.84 МВт*ч. Средняя мощность отключенных потребителей составила 6120 КВА.
Таким образом, в денежном исчислении недоотпуск электроэнергии составил ориентировочно 75000 рублей. Прямой ущерб от аварийных ситуаций (обрыв проводов, вызванный падением деревьев, произошло 3 раза) – порядка 41000 рублей. Ввиду длительного отключения 10.01.2012 года (более 5 часов), промышленные абоненты предъявили иски к возмещению прямого и косвенного ущерба, вызванного простоями производственного процесса, на общую сумму 120000 рублей, иски с большой вероятностью будут удовлетворены в арбитражном суде МО. Таким образом, общая сумма ущерба от технологических отключений за анализируемый двухлетний период составила около Цп = 230 тыс. руб. Этот показатель будет принят в качестве основного критерия экономической эффективности.
Далее рассмотрим характер отключений, их причины и возможные варианты устранения. Как было выявлено выше, наиболее значительными отключениями были три ТО, вызванные падениями деревьев на ВЛ (общ. длит. 10.4 ч., недоотпуск 21.75 МВт*ч ≈ 60000 руб.). Одно отключение длительностью 1.23 часа было вызвано нарушением у одного из абонентов (недоотпуск 4.63 МВт*ч ≈ 12000 руб.). Два отключения с ПВУ (общ. длит. 0.06 ч., недоотпуск 0.26 МВт*ч ≈ 500 руб.).
Стоимость создания резервной сети по укрупненным сметным показателям составляет порядка 10000000 рублей, ввиду чего в рамках экономического сравнения признается нецелесообразным в первом приближении и будет исключено из дальнейшего сравнения.
Следующим вариантом мероприятий, направленных на повышение надежности электроснабжения абонентов, является применение современных методов диагностики оборудования. Стоимость комплекта приборов для ранней диагностики неисправностей силового оборудования составляет порядка 25000 рублей, применение данных приборов снизит вероятность аварийного выхода из строя трансформаторов на 80%, неисправностей кабелей на 85%. Периодичность контрольных измерений для оборудования электрораспределительных сетей составляет 1 раз в 3 месяца, поэтому может выполняться силами дежурных бригад и выполняется в рамках плановых ТО и контрольных осмотров, ввиду чего не потребует дополнительных расходов. Принимаем стоимость приборного комплекса Цприб = 25000 руб, стоимость повышения квалификации сотрудников для использования приборов Цобуч = 5000 руб. Постоянные и периодические расходы на эксплуатацию приборов отсутствуют (Цпер = 0).
Организационные мероприятия по повышению уровня технической готовности дежурных бригад заключаются в проведении обучения сотрудников с целью повышения их квалификации и увеличении количества часов дежурства. Стоимость повышения квалификации для сотрудников составит Цобуч = 46000 руб. Увеличение количества часов дежурства производится за счет введения сверхурочных выходов работников, что вызовет дополнительные периодические расходы, приведенные к годовой сумме Цпер = 150000 руб. Данный комплекс мер предположительно позволит снизить на 30% время локализации и идентификации причин аварий, и, соответственно, снизить на 20-25% длительность отключений и, пропорционально, недоотпуск электроэнергии.
Стоимость установки систем телеметрии на наиболее сложных участках электросети для уменьшения времени локализации и идентификации причин ТО составляет порядка 1000000 руб., ввиду чего признается нецелесообразным в первом приближении и из дальнейшего анализа исключается. То же касается приобретения дополнительного мобильного дизель-генератора для электроснабжения в аварийных ситуациях и уменьшения времени переброски ДГ к метам аварий Цдг ≈ 2500000 руб).
Стоимость монтажа устройств АПВ на подстанциях составит порядка Цапв ≈ 100000 руб.
Дополнительно целесообразно рассмотреть варианты минимизации воздействий от основной причины ТО- падения деревьев. На территории обслуживания рассматриваемого фидера воздушные линии на общем протяжении 4,5 км находятся в зоне возможного падения на них деревьев. Стоимость работ по расчистке прилегающей территории составляет порядка 20000 руб/км, следовательно Црасч = 90000 руб.
Экономическое сравнение вариантов проведем в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Экономическое сравнение вариантов комплексов мероприятий по повышению надежности системы электроснабжения Чеховского района
№п/п Наименование Единовременн. расходы, (Цi) руб. Ежегодные расходы, руб. Плановая эффективность, % от Цп Решение 1. Создание резервной сети 10000000 0 100% отказ 2. Внедрение новой методики диагностики 30000 0 20% принято 3. Повышение уровня технической готовности служб 46000 150000 30% отказ 4. Монтаж систем телеметрии 1000000 0 30% отказ 5. Приобретение 2-го резервного ДГ 2500000 0 80% отказ 6. Монтаж АПВ 100000 0 20% принято 7. Расчистка территорий вокруг ВЛ (1 раз в 4 года) 90000 90000/4 = 22500 80% принято
Таким образом, по результатам проведенного экономического сравнения вариантов реализации мероприятий по повышению надежности приняты следующие:
- внедрение новой методики диагностики, принимается ввиду низкой стоимости и перспективной эффективности, поскольку за рассмотренный период характерные отказы отсутствуют, но в среднем по статистике составляют порядка 20% от всех ТО;
- монтаж устройств АПВ- принимается, поскольку это поможет повысить скорость подключения потребителей в случае отсутствия аварийных ситуаций и позволит ликвидировать «ложные» выезды бригад;
- расчистка ВЛ от опасных деревьев- принято ввиду того, что падение деревьев на кабель является основной причиной ТО.
Итого единовременные дополнительные расходы составят 220000 руб, что примерно равно Цп, а ежегодные- 22500, что составляет около 10% от Цп.













Заключение

Существующая, в соответствии с требованиями ПУЭ, классификация электроустановок потребителя по требованиям к надежности электроснабжения устанавливает требования к резервированию системы электроснабжения. Поскольку в ПУЭ нет классификации конкретных приемников и четких рекомендаций по построению систем электроснабжения, то и определение категории надежности представляется недостаточно обоснованным. Таким образом, Надежность электрических станций, энергосистем и объектов связана с вопросами определения и оптимизации показателей надежности объектов на стадиях проектирования, сооружения и эксплуатации.
Решение основных задач надежности электро-энергетических систем предусматривает достижение оптимального соотношения между затратами на производство, передачу и распределение электрической энергии и технико– экономическими последствиями от недоотпуска электроэнергии. Это предполагает, прежде всего, достоверное прогнозирование, расчет и анализ показателей надежности электрических станций, электрических систем и узлов электропотребления.
Критическая роль, которая играет электроэнергия в обеспечении социально-экономического роста и возрастающая зависимость общества от ее использования привели к росту требований относительно обеспечения непрерывного снабжения потребителей электроэнергией надлежащего качества. Однако, создание системы со 100%-й вероятностью безотказной работы, технически и экономически невозможно из-за случайного характера отказов оборудования системы и воздействия ряда внешних факторов. Однако, проведение необходимого технического обслуживания и ремонт оборудования и капиталовложения в создание избыточности в системе и резервных источников электроэнергии у потребителей, надежность электроснабжения можно - приближать к 100%-му уровню. Резервирование электроэнергетической системы очень дорогое мероприятие, поэтому существует определенный баланс между экономичностью электроэнергетической системы и надежности электроснабжения потребителей. В этой связи, более разумная цель электроснабжающей организации (ЭСО) должна заключаться в стремлении добиться «максимально возможного» уровня непрерывности обеспечения потребителей электроэнергией надлежащего качества таким образом, чтобы связанные с этим затраты были минимально возможными.
В рамках исследования было выявлено, что наиболее рациональными мероприятиями по повышению надежности электроснабжения потребителей Чеховского района является сочетание технологических и организационных мер, т.е. оптимизация технологического процесса эксплуатации, технического обслуживания и ремонта электросетей, а также более оптимальная организация работы ремонтно- эксплуатирующих служб на ЭС района.
Список использованной литературы

ГОСТ 23875 — 88. Качество электрической энергии. Термины и определения.
ГОСТ 13109 - 87. Электрическая энергия. Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения.
Абрамович Б. Н.,Надежность систем электроснабжения. Учебное. пособие. М, МГУ, 1997
Анищенко В. А.,Надежность систем электроснабжения. М., Энергия, 1996
Блок В. М. Электрические сети и системы: Учебное пособие для электроэнергетических специальностей вузов. - М.: Высш. школа, 1986
Боровиков В. А., Косарев В. И., Ходот Г А. Электрические сети энергетических систем. — М.: Энергия, 1977
Ведомственные нормы технологического проектирования. Электроснабжение устройств СЦБ и электросвязи / ВНТП/МПС-84 «Электроснабжение». М.: Транспорт, 1986
Ветровые и гололедные нагрузки на линии электропередачи и надежность электроснабжения. Тр. ин-та. Всесоюз. гос. проект.-изыскат. и НИИ "Энергосетьпроект", 1981
Воропай Н. И.,Надежность систем электроснабжения. конспект лекций.Изд-во СПБГУТ, 2002
Дмитриев В. Р., Смирнова В. И. Электропитающие устройства железнодорожной автоматики, телемеханики и связи. М.: Транспорт, 1983
Долецкая Л.И.,Расчет показателей надежности систем электроснабжения. Учеб. пособие. М., Высшая школа, 1988
Зотов В. И. Надежность электроснабжения. М, Энергия, 1989
Инструкция по техническому обслуживанию и ремонту устройств электроснабжения СЦБ (ЦЭ-4430). 1998
Кадомская К.П. Лавров Ю.А., Рейхердт А.А. Перенапряжения в электрических сетях различного назначения и защита от них.-Новосибирск. Изд-во НГТУ,2004
Караев Р. И., Волобринский С. Д., Ковалев И. Н. Электрические сети и энергосистемы. –М., Транспорт, 1988
Киреева Э. А. Микропроцессорные устройства, повышающие надежность работы защиты и автоматики. Белгород, изд-во БГТУ, 2001
Конюхова Е. А., Киреева Э.А.Надежность электроснабжения промышленных предприятий. Прил. к журн. "Энергетик", 2001
Кузнецов Н.Е. Компенсация реактивной мощности, надежность электроснабжения и качество электроэнергии Темат. обзор. ЦНИИ информ. и техн.-экон. исслед. нефтеперераб. и нефтехим. пром-сти, 1986
Ленев Л.Н. Исследование влияния средств организации эксплуатации электрических сетей на надежность электроснабжения. Автореф. дис. на соиск. учен. степ. к. э. н., 1981
Мельников Н А. Электрические системы и сети. - М.: Энергия, 1975
Новые средства передачи электроэнергии в энергосистемах / Под ред. Г. Н. Александрова. - Л.: ЛГУ, 1987
Папков Б.В. Надежность и эффективность электроснабжения. Учеб. пособие. Нижегор. гос. техн. ун-т, 1996
Плащанский Л.А. Надежность и управление качеством электроснабжения. Моск. горн. ин-т- 1985
Слободкин А. Х. Некоторые пути повышения эффективности защитного отключения в сети 380/220 В с заземленной нейтралью // Промышленная энергетика. 1995. № 4
Слободкин А. Х. О концепции электробезопасности в сетях 380/220 В с заземленной нейтралью и некоторых путях ее реализации // Промышленная энергетика. 1998. № 4
Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. - М.: Энергоатомиздат, 1985
Степкина Ю. В. Влияние отказов защитно-коммутационной аппаратуры на надежность систем электроснабжения предприятий промышленного комплекса. автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук., 2006
Фокин Ю.А. Методика оценки параметрической надежности систем электроснабжения. М., Энергия, 1987
Шеметов А. Н. Надежность электроснабжения. М, изд-во МГПИ, 2011
Электрические системы. Т 2 / Под ред. В. А. Веникова. - М.: Высш. школа, 1971
Электротехнический справочник: Том III, книга первая, «Производство, передача и распределение электрической энергии» / Под ред. В. Г. Герасимова. - М.: Энергоиздат, 1982














0