Оригинал статьи: Альтернативный подход к созданию временных схем электроснабжения на период ремонта в распределительных сетях
Электрическая энергия из «чуда» давно превратилась в неотъемлемую часть современной жизни. Перерывы в подаче электрической энергии очень болезненно сказываются на работе организаций, а у населения вызывают настоящие моральные потрясения.
Хамитов И.Г., заместитель главного инженера по распределительным сетям филиала АО «Сетевая компания» — Приволжские электрические сети
Приказом Министерства энергетики РФ от 29 ноября 2016 года № 1256 установлены индикативные показатели уровня надежности оказываемых услуг — средняя продолжительность прекращений передачи электрической энергии в отношении потребителей (SAIDI) и средняя частота перерывов в электроснабжении (SAIFI). Для сетевых организаций при установлении тарифа определяются и целевые значения этих показателей. В случае недостижения установленного значения в регулируемый период тариф на услуги сетевой организации может быть пересмотрен в сторону понижения. Поэтому для сетевых компаний жизненно важно работать над повышением надежности и улучшением показателей.
Для достижения главной цели нужно минимизировать продолжительность аварийных отключений и отключений, связанных с выполнением плановых ремонтных работ. Для сокращения аварийных отключений, в свою очередь, требуется выполнение качественного ремонта, обновление оборудования, оптимизация схем и автоматизация. По всем этим направлениям в АО «Сетевая компания» уже реализуются целевые многолетние программы.
В целях минимизации продолжительности плановых отключений потребителей в АО «Сетевая компания» уже более 10 лет широко внедряются методы работы под напряжением. Но на сегодняшний день из-за особенностей компоновки оборудования, из-за погодных ограничений выполнение некоторых видов плановых работ в распределительных сетях без отключения потребителей не представляется возможным. Здесь требуется создание временных схем электроснабжения.
Актуальность вопроса создания временных схем обусловлена отсутствием возможности резервирования для большинства потребителей в сельских районах (схема электроснабжения большинства потребителей соответствуют III категории надежности). Вопрос временного электроснабжения в период ремонта основного оборудования решается с помощью таких средств, как дизель-генераторные установки (ДГУ), в том числе в составе передвижных комплексов обратной трансформации, сервисные линии, подменное оборудование.
Решение об использовании того или иного варианта, как правило, принимается на основе субъективной оценки ответственных лиц только с учетом технической возможности реализации. При этом, как правило, не учитывается экономическая сторона вопроса. Очевидно, что это приводит к дополнительным затратам для сетевой организации, при этом стоимость реализации вариантов может значительно отличаться.
Бытует мнение, что иногда разумнее дождаться завершения восстановления нормальной схемы, чем нести дополнительные затраты и создавать «времянку». Правильно это или нет, ясное понимание отсутствует.
Для объективной оценки целесообразности создания временной схемы нужны четкие критерии. Учитывая, что решение часто приходится принимать в условиях ограниченного времени, алгоритм выбора должен быть простым и понятным.
Целью исследования явилась разработка критериев обоснованности временных схем электроснабжения и алгоритмов выбора вариантов на период ремонта в распределительных сетях для стандартизации подходов лиц, принимающих решения.
В соответствии с целью предстояло решить следующие задачи:
- проанализировать причины необходимости временных схем;
- сравнить затраты на различные варианты временных схем;
- сформулировать критерии обоснованности создания временных схем;
- разработать алгоритмы выбора временных схем.
Выручка сетевой компании от передачи электрической энергии зависит от объема передаваемой электрической энергии и тарифа на передачу на конкретном уровне напряжения:
В = W × Тпер нн,
где В — выручка, тыс. руб.; W — объем передачи электроэнергии, кВт·ч; Тпер нн — тариф на передачу электроэнергии низкого уровня напряжения, тыс. руб.
Прибыль от передачи зависит от величины выручки и суммы затрат компании на передачу электрической энергии:
Пр = Впер – Зпер,
где Пр — прибыль, тыс. руб.; Впер — выручка от передачи электроэнергии, тыс. руб.; Зпер — затраты на передачу электроэнергии, тыс. руб.
В тех случаях, когда прекращается передача электрической энергии, компания недополучает прибыль. Если на период ремонта создана временная схема, то компания зарабатывает на передаче электрической энергии, но тратит деньги на создание этой временной схемы.
В рамках исследования в целях определения закономерности произведен ряд сравнительных расчетов затрат и ожидаемой выручки от передачи электроэнергии. Для упрощения расчетов целесообразности затрат на создание временных схем учитывались только затраты на создание этих схем (вывоз и подключение ДГУ, расход топлива, затраты на монтаж сервисной линии или подменного КТП 10/0,4 кВ):
Ээф = Впер – Звр,
где Ээф — экономический эффект, тыс. руб.; Впер — выручка от передачи электроэнергии, тыс. руб.; Звр — затраты на создание временных схем, тыс. руб.
Исследование проводилось в филиале АО «Сетевая компания» — Приволжские электрические сети. В ходе исследования в связи с отсутствием необходимого объема исходных статистических данных использовался «метод экспертных оценок», где в качестве экспертов были привлечены руководители структурных подразделений филиала, имеющие достаточный производственный опыт и необходимые знания в области исследования.
В результате анализа причин отсутствия решений о применении временных схем установлено, что причины находятся в организационной плоскости и не требуют каких-то серьезных вложений.
В распределительных сетях ремонты проводятся на следующих уровнях:
- на линиях 6–10 кВ, которые связывают высоковольтные подстанции (110/10 кВ) и отдельные населенные пункты;
- на ТП 10/0,4 кВ — питающих населенные пункты или их часть;
- ЛЭП 0,4 кВ — питающих отдельные объекты внутри населенных пунктов (домохозяйства или многоквартирные дома).
Для создания временных схем в этих случаях могут быть использованы следующие варианты:
- дизель-генераторные установки (используются для электроснабжения группы потребителей одной ТП-10/0,4 кВ, а также передвижные комплексы обратной трансформации для группы ТП-10/0,4 кВ);
- сервисная линия 10 кВ заводского исполнения (подключаемая вместо отключенного участка ЛЭП 10 кВ);
- подменная мобильная ТП 10/0,4 кВ взамен находящейся в ремонте ТП;
- временная ЛЭП 0,4 кВ (СИП-2) параллельно отключенной для ремонта.
Реализация каждого из вариантов создания временных схем влечет за собой дополнительные затраты для сетевой организации. Для оценки величины этих затрат были произведены сметные расчеты для каждого варианта в действующих расценках 2021 года и проведен их сравнительный анализ. При анализе затрат на применение учитывался факт наличия этих средств на складах предприятия. Затраты на приобретение не учитывались.
Для случая ремонта ВЛ 10 кВ сравнивались затраты на применение байпаса и ДГУ.
Для сравнения затрат для каждого случая ремонта проводился расчет для разного диапазона мощностей нагрузки (от 160 до 600 кВА) и времени работы по ремонтной схеме (от 4 до 48 часов).
На рисунке 1 показан график сравнения затрат при мощности нагрузки от 250 кВА до 600 кВА при ремонте ЛЭП 10 кВ. На представленном примере сравнительной диаграммы по оси абсцисс отмечена продолжительность времени в часах, по оси ординат — затраты в тысячах рублей. На самой диаграмме оранжевым цветом — затраты на схему с ДГУ (стационарную и передвижную), зеленым цветом — затраты на байпас (по опорам и по земле), а красным — ожидаемая выручка от услуги на передачу электроэнергии либо недополученный доход в случае перерыва. Место пересечения кривых затрат и выручки — точка окупаемости. Расчеты показывают, что с ростом нагрузки (передаваемой мощности) угол наклона красной линии к оси абсцисс становится больше, а точка пересечения с линиями затрат будет смещаться влево.
В случае с ремонтом ТП 10/0,4 кВ тоже рассмотрены два возможных варианта временных схем — установка подменной ТП и электроснабжение от ДГУ. На рисунке 2 приведен пример сравнения затрат для мощности нагрузки от 160 кВА до 250 кВ.
В случае ремонта ЛЭП 0,4 кВ рассмотрены другие два возможных варианта временных схем: временная (подменная) ЛЭП 0,4 кВ и электроснабжение от ДГУ. На рисунке 3 приведен пример сравнения затрат для мощности нагрузки от 160 кВА до 250 кВА. С ростом нагрузки угол наклона красной линии к оси абсцисс становится больше, однако пересекаться с оранжевыми линиями (ДГУ) в любом случае не будет. То есть использование ДГУ для электроснабжения потребителей при существующих тарифах на передачу и стоимости топлива в любом случае не выгодно.
Помимо сравнения затрат, в ходе исследования был определен ряд дополнительных фактов, подтверждающих пользу принятия решений о создании временной схемы электроснабжения: наличие социально значимых объектов, неблагоприятные погодные условия.
В результате многофакторного анализа сформулированы конкретные критерии обоснованности и выбора временных схем для каждого случая ремонта в распределительных сетях, которые кратко можно сформулировать следующим образом:
1. При продолжительности ремонта ЛЭП 10 кВ более 24 часов экономически целесообразно применение сервисной линии 10 кВ. При продолжительности ремонта до 24 часов, учитывая социальную значимость потребителей или неблагоприятные погодные условия, следует использовать ДГУ.
2. При продолжительности ремонта ТП 10/0,4 кВ более 8 часов экономически целесообразно применение подменной ТП.
3. При ремонте отдельной ЛЭП 0,4 кВ суммарной продолжительностью от 12 часов до 34 часов для временного электроснабжения потребителей целесообразнее использовать ДГУ. При продолжительности ремонта ЛЭП 0,4 кВ более 34 часов для временного электроснабжения следует использовать временную ЛЭП 0,4 кВ (либо по существующим опорам и конструкциям, либо по земле — в зависимости от местных условий).
Дополнительно в ходе исследования установлено, что использование ДГУ для временного электроснабжения потребителей для сетевой компании с экономической точки зрения неэффективно.
Также неэффективно применение временной (подменной) ЛЭП 0,4 кВ при плановом ремонте продолжительностью до 11 суток, в этом случае рекомендуется по возможности применять методы работы под напряжением (РПН).
Несмотря на происходящее изменение цен и тарифов представленные на графиках зависимости сохраняются и могут применяться и сегодня. Однако окончательное решение следует принимать исходя из местных условий, которые не ограничиваются описанными факторами. 
Воздушные линии
Другие статьи категории
