Содержание к диссертации
Введение
1. Постановка задачи исследования 9
1.1. Состояние и проблемы надежности функционирования электростанций в условиях формирования рыночных отношений в электроэнергетике 9
1.2. Влияние надежности электрической части электростанций на энергетическую безопасность региона 13
1.3. Задачи анализа и обеспечения надежности в процессе модернизации и реконструкции электроустановок 17
Выводы 23
2. Модель и алгоритм анализа надежности схем выдачи мощности электростанций 24
2.1. Методы исследования надежности схем выдачи мощности электростанций при реконструкции 24
2.2. Топологическая модель для решения задачи анализа и синтеза надежности при реконструкции схем выдачи мощности 29
2.3. Программная реализация топологической модели надежности схемы выдачи мощности 33
2.3.1. Физическая структура графа электроустановки 33
2.3.2 Логическая структура графа электроустановки 36
2.3.3. Алгоритм анализа графа схемы на отключенные элементы и недоотпуск электроэнергии 40
2.3.5. Идентификация режима состояний схемы и создание кода аварии .44
2.3.6. Интерфейс пользователя 45
2.4. Полиномиальная модель надежности главной схемы выдачи мощности при неопределенных исходных данных о надежности электрооборудования 47
2.4.1. Основные положения теории планирования эксперимента 47
2.4.2. Алгоритм расчета надежности СВМ с использованием полиномиальной модели надежности главной схемы электрических соединений 55
Выводы 59
3. Выбор вариантов реконструкции схем выдачи мощности с учетом надежности 60
3.1. Критерии и методы многоцелевого сравнения вариантов реконструкции СВМ 60
3.2. Применение теории нечетких множеств при сравнении вариантов реконструкции схем выдачи мощности 69
3.2.1. Элементы теории нечетких множеств 69
3.2.2. Задача сравнения вариантов в нечеткой постановке 74
3.2.3. Методы построения функции принадлежности 77
3.3. Методы анализа эффективности проектов реконструкции 80
Выводы 86
4. Практическая реализация моделей анализа и обеспечения надежности при реконструкции схем выдачи мощности электростанций 87
4.1. Анализ и обеспечение надежности при модернизации ОРУ-220 кВ
Красноярской ГЭС 87
4.1.1. Описание ОРУ-220 кВ Красноярской ГЭС и постановка задачи исследования 87
4.1.2. Анализ надежности ОРУ-220 кВ Красноярской ГЭС 91
4.2. Применение факторного эксперимента при анализе надежности вариантов реконструкции схемы выдачи мощности Усть-Хантайской ГЭС 95
4.2.1. Описание схемы выдачи мощности Усть-Хантайской ГЭС 95
4.2.2. Анализ надежности схемы выдачи мощности Усть-Хантайской ГЭС с применением аппарата факторного эксперимента 9S
4.3. Выбор вариантов реконструкции ОРУ-500 кВ Саяно-Шушенской ГЭС на основе теории нечетких множеств 103
4.3.1. Описание ОРУ-500 кВ Саяно-Шушенской ГЭС 103
4.3.2 Сравнение вариантов реконструкции ОРУ-500 кВ 105
4.4. Анализ надежности на этапах реконструкции ОРУ-500 кВ Саяно-Шушенской ГЭС 111
4.5. Оценка эффективности инвестиций в реконструкцию на примере реконструкции ОРУ-220 кВ Усть-Хантайской ГЭС 119
Выводы 123
Заключение 125
Список использованных источников 127
- Влияние надежности электрической части электростанций на энергетическую безопасность региона
- Алгоритм анализа графа схемы на отключенные элементы и недоотпуск электроэнергии
- Методы анализа эффективности проектов реконструкции
- Описание ОРУ-220 кВ Красноярской ГЭС и постановка задачи исследования
Введение к работе
Электроэнергетический потенциал России в основном создан в период, начиная с 50-х и до конца 80-х годов XX века, когда развитие электроэнергетики шло опережающими остальную промышленность темпами. При росте валового национального дохода за этот период в 6,2 раза производство электроэнергии возросло более чем в 10 раз.
За последние пятнадцать лет электрооборудование по мере выхода за пределы расчетного срока эксплуатации подвергалось капитальным ремонтам, что позволило увеличить срок эксплуатации. Это связано с повышением уровня риска нестабильной работы, постоянно растущими расходами на поддержание требуемой надежности схем выдачи мощности электростанций (СВМ), увеличением стоимости ремонта оборудования и электроэнергии.
По оценкам специалистов РАО «ЕЭС России» степень износа производственных фондов в электроэнергетике составит в 2006 году свыше 50 %, причем степень износа активной части основных фондов достигнет 65 % и из них полностью изношенных около 26 %.
В 1997 г. Указом Президента были утверждены основные направления реформирования электроэнергетики. В 1999 г. была принята "Программа действий по повышению эффективности работы и дальнейшим преобразованиям в электроэнергетике Российской Федерации". В 2000 г. на основе указанных и других документов РАО был подготовлен проект "Концепции реструктуризации РАО "ЕЭС России".
Реформирование РАО «ЕЭС России» включает реконструкцию энергообъектов и расширение сетевого строительства. Проведение реконструкции ставит вопросы о необходимости анализа и обеспечения надежности электроустановок энергосистем.
Одной из важных подсистем любой электростанции является СВМ. Она в значительной мере определяет такие качества электрической части станции как надежность, экономичность, безопасность обслуживания, удобство эксплуатации и компоновки электрооборудования, возможность дальнейшего развития, а также влияет на надежность функционирования всей электростанции в целом.
Реконструкция проводится на действующей электростанции, и вывод части СВМ в реконструкцию ослабляет надежность функционирования части схемы, оставшейся в работе. Это требует анализа и обеспечения надежности СВМ в процессе реконструкции.
Практически все выполненные исследования в области анализа надежности СВМ электростанции сводятся к исследованиям надежности при проектировании и в процессе эксплуатации. Поэтому существующие методики оценки надежности не позволяют учесть все особенности функционирования СВМ в процессе реконструкции.
Возникли дополнительные факторы, которые осложняют условия обеспечения надежности функционирования электростанций и которые должны учитываться в условиях реконструкции: увеличение износа электрооборудования; рост вероятности угроз энергетической безопасности региона; недостаток инвестиций; необходимость проводить реконструкцию на работающей СВМ электростанции.
Таким образом, разработка методов анализа и обеспечения надежности при управлении реконструкцией СВМ электростанций является 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. Голинкевича, Г.В. Дружинина, В.А. Козлова, И.А. Ушакова, А.А. Червонного, Я.Б. Шора и др.
Исследованию надежности распределительных устройств СВМ электростанций уделялось много внимания В.Д. Таривердиевым, П.Г. Грудинским, М.М. Лебедевым, Й.С. Нейштадтом, Ю.Б. Гуком, М.Н. Розановым, Ф.И. Синьчуговым, В.Г. Китушиным, Э.А. Лосевым, А.В. Мясниковым, В.А. Тремясовым, В.И. Трубицыным, Дж. Эндрени, Р. Биллинтоном, Р. Алланом и
Анализ работ выше перечисленных авторов позволяет определить подход к разработке и обоснованию методов анализа и обеспечения надежности СВМ, но при этом важно учесть специфику, обусловленную технологией их реконструкции в условиях продолжающейся эксплуатации.
Целью диссертационного исследования является разработка методов анализа и обеспечения надежности при управлении реконструкцией СВМ электростанций.
Указанная цель определила необходимость решения следующих задач: исследовать подходы к оценке и обеспечению надежности СВМ; разработать метод и алгоритм оценки надежности СВМ электростанций в условиях поэтапной реконструкции; разработать регрессионную модель для показателей надежности СВМ в условиях неопределенности исходной информации о надежности электрооборудования ; разработать процедуру принятия решений при выборе варианта модернизации и/или реконструкции СВМ в условиях неопределенности оценок технических и экономических показателей; разработать методику оценки эффективности инвестиций при модернизации и/или реконструкции СВМ.
Теоретической и методологической основой диссертационного исследования послужили фундаментальные и прикладные исследования отечественных и зарубежных ученых, нормативные документы, материалы научно-практических конференций, периодические издания.
В процессе исследования использовались принципы системного анализа, положения теории вероятностей, теории надежности, теории планирования факторного эксперимента, топологического и регрессионного анализа, теории нечетких множеств, опыт эксплуатации и методы экономического анализа.
Теоретические исследования сопровождались разработкой математических моделей, алгоритмов и их реализацией в виде пакета прикладных программ.
Научная новизна
Разработан формализованный алгоритм оценки надежности СВМ электростанций различных типов.
Разработана процедура принятия решений при выборе варианта модернизации и/или реконструкции СВМ в условиях неопределенности оценок технических и экономических показателей.
Предложена методика оценки экономической эффективности инвести ций при модернизации и/или реконструкции СВМ электростанций.
Основные результаты, выносимые на защиту
При решении поставленных задач были получены следующие результаты, выносимые на защиту: методические подходы к анализу надежности СВМ электростанций в условиях модернизации и/или реконструкции; топологический метод позволяющий определять показатели надежности при поэтапной реконструкции СВМ и алгоритм оценки надежности; регрессионная модель надежности реконструируемых СВМ электростанций, которая учитывает неопределенность исходной информации, дает возможность оценивать влияние отказов электрооборудования на надежность функционирования СВМ; процедура принятия решений по выбору варианта модернизации и/или реконструкции СВМ на основе нечетких множеств и методе оценки эффективности инвестиций.
Практическая ценность работы заключается в формировании методического подхода к анализу и обеспечению надежности при управлении технологией реконструкции СВМ электростанций. Основные методические положения, изложенные в диссертационной работе, могут быть использованы для анализа надежности и выбора технических решений в СВМ электростанций при модернизации и/или реконструкции в условиях неопределенности оценок технических и экономических показателей, определении эффективности инвестиций в реконструкцию.
Реализация полученных результатов была осуществлена на примерах реконструкции ОРУ -500 кВ Саяно-Шушенской ГЭС, модернизации ОРУ -220 кВ Красноярской ГЭС, реконструкции ОРУ -220 кВ Усть-Хантайской ГЭС.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на научных семинарах кафедры «Электрические станции» КГТУ (Красноярск, 2001-2004 гг.), Всероссийской научно-практической конференции «Достижения науки и техники - развитию Сибирских регионов» (Красноярск 2001, 2003 гг.), краевой научно- практической конференции студентов и молодых ученых «Интеллект-2001» (Красноярск 2001 г.).
Структура и объем работы
Диссертация изложена на 180 страницах машинописного текста и состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы (102 наименования в алфавитном порядке) и приложений.
Первая глава посвящена анализу сложившейся ситуации в энергетике и состояния основного энергетического оборудования, обзору теоретических подходов к оценке и обеспечению надежности СВМ электростанций. Во второй главе рассмотрены методические вопросы расчета показателей надежности СВМ электростанций. Предложена топологическая модель надежности схем выдачи мощности электростанций.
Разработаны алгоритм оценки надежности схем электрических соединений станций в условиях реконструкции и его программная реализация. Для оценки степени влияния отказов электрооборудования на надежность схем выдачи мощности при неопределенных исходных данных разработана регрессионная модель надежности на основе аппарата факторного эксперимента.
В третьей главе рассмотрены методические подходы для принятия решений в части выбора СВМ электростанций в условиях неопределенности исходной информации рассмотрены критерии и методы оптимизации технических решений при реконструкции схем выдачи мощности. Разработана процедура выбора схем выдачи мощности на основе теории нечетких множеств. Проведено исследование методов оценки эффективности инвестиций и предложен метод оценки экономической эффективности реконструкции. Четвертая глава посвящена вопросам практической реализации разработанных моделей анализа и обеспечения надежности при управлении технологией реконструкции СВМ ряда электростанций. На примере действующих электростанций проведена апробация разработанных методов и моделей: модернизации ОРУ -220 кВ Красноярской ГЭС, реконструкции ОРУ -220 кВ Усть-Хантайской ГЭС и ОРУ -500 кВ Саяно-Шушенской ГЭС.
Влияние надежности электрической части электростанций на энергетическую безопасность региона
При рассмотрении вопросов надежности функционирования электростанции недостаточно ограничиваться только анализом надежности, а следует переходить к исследованию круга факторов, определяющих энергетическую безопасность региона. Они должны учитываться при решении вопросов надежности функционирования электростанции и проведении модернизации и/или реконструкции схем выдачи мощности.
Основные цели исследований по проблеме энергетической безопасности заключаются в подготовке решений по управлению развитием и функционированием электростанции, позволяющих эффективно противостоять возникающим опасностям и угрозам [37].
Угрозы энергетической безопасности региона, влияющие на надежность электроустановки, имеют социально-политические, экономические, техногенные и природные причины [37].
К основным социально-политическим угрозам можно отнести: национальные и региональные конфликты, сопровождаемые военными действиями вблизи объектов энергетики; действия региональных властей по ограничению свободного движения ресурсов между регионами; социальная напряженность (забастовки и др.). Важнейшими из экономических угроз на современном этапе являются: дефицит инвестиционных ресурсов влекущих за собой недостаточный ввод новых мощностей, низкие темпы модернизации и реконструкции электростанций в энергосистеме, неприемлемое снижение резервных мощностей. финансовая дестабилизация в энергосистеме из-за кризиса неплатежей; неприемлемо высокий для потребителей уровень и чрезмерно быстрый рост цен на топливо, энергию и их транспортировку; высокий уровень энергоёмкости экономики России. В настоящее время и в перспективе остается угроза и «традиционных» чрезвычайных ситуаций техногенного и природного характера. Угрозы техногенного характера обусловлены: быстро нарастающим в ЭЭС удельным весом морально устаревшего и физически изношенного оборудования; невыполнением по разным причинам планов и программ ремонта и модернизации оборудования; недостаточным в ряде случаев уровнем трудовой и технологической квалификации; срывом поставок топлива в связи с нарушением перевозок; угрозой террористических актов. Природные угрозы энергетической безопасности подразделяются на две подгруппы: стихийные бедствия (разлив рек, землетрясения, обледенение, ливни, град), способные привести к разрушению или значительному повреждению энергообъектов, особенно коммуникаций; сильные проявления нормальных природных процессов (суровые зимы в регионе, длительная маловодность речного стока). региона. Наряду с перечисленными факторами большое влияние на энергетическую безопасность региона оказывает надежность функционирования электростанций. Известно, что эксплуатация физически и морально устаревшего оборудования электростанций сопряжена с увеличением объема выбросов вредных отходов в окружающую среду. Наличие загрязнения окружающей среды может привести к непрогнозируемым ситуациям, когда затраты на восстановление ущерба окружающей среде и населению региона, могут превысить стоимость строительства новой более экологически чистой электростанции или проведения реконструкции существующей. Рост аварийности энергетического оборудования, обусловленный его длительной и недостаточно качественной эксплуатацией оказывает негативное влияние на надежность ЭЭС и электроснабжение потребителей. Ухудшение электроснабжения потребителей может привести к социально-политической напряженности или даже угрозе техногенной аварии. Для обоснования решений по обеспечению энергетической безопасности региона большое значение имеет мониторинг и прогнозирование факторов определяющих угрозы энергетической безопасности, выявление «узких мест» в энергоснабжении потребителей и разработка наиболее эффективных технических мероприятий по их устранению. "Узкие места" условно можно разделить на две категории: скрытые и явные. Так, например, к категории явных "узких мест" можно отнести снижение мощности установленных генераторов в энергосистеме, недостаточную пропускную способность линий электропередач. Скрытыми "узкими местами" являются такие алгоритмы управления, параметры или режимы работы оборудования, из-за которых пропускная способность оборудования или мощность оставшихся в работе генераторов электростанции оказывается низкой. Проведенные исследования показывают, что основным «узким местом» большинства электростанций является стареющее оборудование и увеличивающееся время ремонтов. По мере старения оборудования на электростанции ухудшается его маневренность, т.е. становиться невозможным или сопряженным со значительными трудностями участие электростанции в покрытии минимумов и максимумов нагрузки. Требования безопасности региона накладывают ограничения на режимы работы действующих электроустановок (недопущение перерывов электроснабжения, влекущих за собой опасность техногенных или социально-политических кризисов). В связи с этим необходимо проводить анализ надежности с анализом вероятности появления недопустимых режимов, влияющих не только на надежность функционирования электростанции, но и на безопасность региона [40]. Требование надежного и бесперебойного электро- и теплоснабжения потребителей ставит проблему оптимального выбора электрооборудования и оптимизации реконструкции в условиях действующих электростанций.
Алгоритм анализа графа схемы на отключенные элементы и недоотпуск электроэнергии
Анализ схемы заключается в нахождении всех путей графа. В результате необходимо получить массив элементов отключившихся в данном режиме и рассчитать недоотпуск электроэнергии в этом режиме.
Анализ схемы на связность заключается в определении элементов попавших в аварию. Анализ графа на связность может проводиться различными путями с использованием матриц, описывающих структуру графа, и по различным алгоритмам. Анализ алгоритмов позволил выбрать алгоритмы наиболее подходящие для расчета надежности главных схем при реконструкции.
Первый из них с использованием матрицы концов ветвей В — наиболее избыточный алгоритм при выполнении которого находятся все пути в графе и в результате получается дерево путей связывающих анализируемый узел со всеми доступными узлами графа.
Второй алгоритм заключается в анализе матрицы непосредственных связей А и матрицы достижимостей R. Данные алгоритмы могут использоваться для определения элементов, попавших в аварию в данном режиме, и для определения недоотпуска электроэнергии с шин станции. Первый алгоритм. Два любых узла графа, описываемого матрицей [В], являются связанными. Если при движении от элемента матрицы со значением, соответствующим номеру одного из этих узлов, осуществляя переходы между элементами с одинаковыми значениями по столбцам матрицы и между элементами с различными значениями по строкам матрицы, можно перейти к элементу, значение которого соответствует номеру второго узла. Практически данная процедура может быть реализована различными способами, один из которых заключается в следующем. 1 шаг. В процессе последовательного по /-м строкам иу-м столбцам мат рицы [В] перебора её элементов выявляется первый встретившийся из них, значение которого e(i, J) соответствует номеру одного из исследуемых на связность узлов. Данный узел объявляется первым базисным (В 7=1), его номер присваивается текущему номеру параметру NBUy а координаты і и/ записываются соответственно в первый и второй элементы строки координатного массива [К\. Одновременно номер і-й строки найденного элемента, соответствующий некоторой инцидентной 1-му базисному узлу ветви, запоминается в массиве пройденных ветвей [У]. 2 шаг. Осуществляется переход ко второму элементу найденной і-й строки, координаты которого і и 2/j, а значение e(i,2/j) соответствует номеру некоторого узла, связанного ветвью с первым базисным. Если идентификация номера данного узла показала, что он не является искомым, то он объявляется вторым базисным, параметры BUn NBU принимают соответственно значения 2 и e(i,2/j) и вся процедура повторяется теперь уже для данного узла, начиная с первого шага. Отличие состоит лишь в том что, начиная с этого момента, каждая вновь найденная строка матрицы [В], номер одного из элементов которой, соответствует текущему базисному NBU, сравнивается с номерами, записанными в массиве \У\. Если такой номер в данном массиве уже имеется, т.е. соответствующая ветвь уже была пройдена, то строка пропускается и перебор матрицы [В] продолжается со следующей строки. Таким образом, назначение массива [V\ - исключение возможности зацикливания и повторного прохождения ветвей при анализе графов схем, имеющих кольцевую структуру. Рассмотренная процедура поиска новых узлов описывает движение по графу схемы в направлении от исходного узла и рано или поздно приводит к замыканию какого-либо кольца или к выходу на висящую ветвь графа. В обоих случаях это выражается в том, что перебор всех элементов матрицы [В] не выявит нового из них, соответствующего текущему и-му базисному узлу. В результате происходит переход к третьему шагу анализа. 3 шаг. Уменьшением параметра BU на единицу осуществляется возврат к предыдущему (и-І)-му базисному узлу, для которого вся процедура повторяется, начиная с 1-го шага. При этом номер данного узла восстанавливается по значению элемента e(i, J), координаты которого і и у в матрице [В] записаны в (и-І)-ой строке массива [К], а перебор элементов матрицы [В] производится не сначала, а начиная со строки г+1. Одновременно обнуляются элементы и-й строки в массиве [К], а в («-1)-ую строку для («-1)-го базисного узла записываются новые координаты, соответствующие вновь найденной инцидентной ветви. Признаком окончания анализа является выход на искомый узел либо возврат к нулевому базисному уровню (BU=0). По рассмотренному алгоритму были разработаны алгоритмы идентификации состояний схемы (см. приложение 1) на основе функциональных критериев связности узлов с учетом пропускной способности отдельных узлов. Второй алгоритм. Алгоритм определения связности графа заключается в анализе матрицы достижимостей R. Матрица достижимостей строится исходя из формулы: Таким образом, множество R(x,) может быть получено последовательным выполнением (слева направо) операций объединения в соотношении, до тех пор, пока «текущее» множество не перестанет увеличиваться по размеру при очередной операции объединения [49]. Поскольку Г(х,) является множеством таких вершин xt которые достижимы из ХІ с использованием путей длины 1 (т.е. Т(хг) — такое множество вершин, для которых в графе существуют дуги (ре» Xj )) и поскольку Г(х() является множеством вершин достижимых из xj с помощью путей длинны 1 то множество Г(Г(х())=Г (хі) состоит из вершин, достижимых из JC„ с использованием путей длины 2. Аналогично Гр(лг,) является множеством вершин, которые достижимы из ХІ с помощью путей длинны р [49]. Анализ схемы на связность с помощью матрицы достижимостей заключается в следующем. 1 шаг. В процессе последовательного по Ї -М строкам и/-м столбцам мат рицы [В] перебора её элементов выявляется элементы которые непосредст венно связаны с друг другом и строится матрица А непосредственных связей размерностью (КхК). На пересечении і-й строки иу-го столбца матрицы А ставиться единица, связывающей і-й и j-й узлы графа, и ноль если і-й и j-й узлы непосредственно не связаны между собой. Координаты узлов соответственно берутся і-й узел e(ij) и j-й узел e(i,2/j). 2 шаг. На основании построенной матрицы непосредственных связей А начинают строение матрицы достижимостей. Для этого выбирается первый xl узел для которого будет строиться множество достижимостей R(xi). Для этого в массиве [Rx] запоминается узел xl с координатами г(1). И начинается перебор і-й строки =1. В случае если на пересечении і-й строки и 7-го столбца стоит единица, то в конец массива [Rx] записывается значения j-го столбца и перебор продолжается дальше до конца і-й строки. 3 шаг. Осуществляется переход к л+1 значению узла содержащемуся в массиве [Rx] и процедура (2 шаг) повторяется, для всех узлов содержащихся в массиве [Rx]. В случае если в массиве [Rx] нет больше узлов, то переходят к 4 шагу составлению массива достижимостей. 4 шаг. В массиве достижимостей [R] на пересечении і-й строки и/ -го столбца = Rx(l) ставиться 1. Анализ узлов на связность заключается в анализе узлов связанных с анализируемым узлом и в результате получается массив узлов отключенных в данном режиме. При определении отключенных элементов анализ заключается в нахождении узлов, связанных с узлами, которыми эквивалентируют линии электропередач (ЛЭП). В случае если ЛЭП не связанна ни с одним из генерирующих узлов, то данная линия является потерянной и все узлы, которые связанны с ней, также являются потерянными. Все узлы, которые не были проанализированы, т.е. не связанны ни с одной ЛЭП, ни с генерирующим узлом» также являются потерянными в данном режиме.
Методы анализа эффективности проектов реконструкции
В современных условиях модернизация и/или реконструкция является инвестицией в производство. Так как с проведением реорганизации РАО "ЕЭС России" отдельные электростанции выделятся как отдельный субъект рынка, а собственных средств электростанции на проведение реконструкции не хватает, то к любому проекту реконструкции необходимо подходить с точки зрения его экономической выгоды. Так как привлечение инвестиций необходимо будет привлекать со стороны (банки, государство, частные вкладчики).
В основе процесса принятия решения инвестиционного характера в реконструкцию лежит оценка и сравнение объема предполагаемых инвестиций и будущей денежной выгоды. Поскольку процесс модернизации и/или реконструкции может быть растянут во времени, и сравниваемые экономические показатели относятся к различным моментам времени, ключевой проблемой здесь является проблема их сопоставимости. Относиться к ней можно по-разному в зависимости от существующих объективных и субъективных условий: темпа инфляции, размера инвестиций и генерируемых поступлений, горизонта прогнозирования, уровня квалификации аналитика и т. п.
Использование прогнозных оценок всегда объективно связано с риском, прямо пропорциональным масштабам проекта или мероприятиям и периоду их осуществления. Исследования показывают, что разные характеристики проектов могут прогнозироваться с различной точностью. Так, установлено, что ошибки при оценке будущих затрат чаще всего ниже по сравнению с ошибками в определении сроков осуществления проектов. Степень риска в момент принятия решения о начале реализации мероприятия может быть различной. Сама степень приемлемости риска является важной стратегической характеристикой.
На фактической эффективности реконструкции, естественно, сказываются инфляционные процессы, учет которых становится весьма актуальным настоящее время.
Сложность, комплексный характер современной предпринимательской деятельности приводит к тому, что учесть все факторы, условия и характеристики реализации проекта невозможно, тем более, в строго формализованном виде. Наряду с противоречивостью интересов участников проекта это приводит к необходимости использования в ходе технико-экономической оценки нескольких критериев. Иногда эти критерии говорят о преимуществах разных проектов: известно, например, что показатели интегрального эффекта и рентабельности при оценке нескольких альтернатив могут противоречить один другому. Сказанное позволяет сделать важный вывод: система расчетов не обязательно должна подводить к однозначному решению относительно целесообразности того или иного проекта.
Министерством энергетики была разработана методика по определению экономической эффективности [29]. Определение годовой экономии на стадии обоснования при изменении надежности производства энергии рассчитывается по формуле . где ИреМ1 — расходы на ремонт в базовом варианте и после проведения модернизации и/или реконструкции; Ті иТг - среднегодовое время нахождения оборудования во внеплановых и плановых простоях соответственно в базовом варианте и после проведения модернизации и/или реконструкции. Так как модернизация и/или реконструкция предполагает изменение надежности производства электрической энергии, то данная методика может использоваться при оценке экономической эффективности модернизации и/или реконструкции. Международная практика обоснования инвестиций использует несколько показателей, позволяющих подготовить решение о целесообразности (нецелесообразности) вложения средств. В их числе : чистая текущая стоимость; индекс доходности; рентабельность; внутренний коэффициент эффективности; период возврата капитальных вложений; максимальный денежный отток; неразрывность денежного потока; норма безубыточности. Методы, используемые в анализе инвестиционной деятельности, можно подразделить на две группы: а) основанные на дисконтированных оценках; б) основанные на учетных оценках. Рассмотрим ключевые идеи, лежащие в основе этих методов [58, 65, 84, 95]. Показатель чистой текущей стоимости (ЧТС) (Net Present Value of Discounted Cash Flow - NPV) или "интегральный экономический эффект" Этот метод основан на сопоставлении величины исходной инвестиции (1С) с общей суммой дисконтированных чистых денежных поступлений, генерируемых ею в течение прогнозируемого срока. Поскольку приток денежных средств распределен во времени, он дисконтируется с помощью коэффициента г, устанавливаемого аналитиком (инвестором) самостоятельно исходя из ежегодного процента возврата, который он хочет или может иметь на инвестируемый им капитал где nt - приток денежных средств на t - м шаге расчета; Ot - отток денежных средств на том же шаге; Т - горизонт расчета (равный номеру последнего шага расчета). 3t = (nt - Ot) - эффект, достигаемый на t-м шаге (чистый денежный поток). На практике часто пользуются модифицированной формулой для определения ЧТС. Для этого из состава Ot исключают капитальные вложения и обозначают Kt - капиталовложения на t-м шаге; К - сумму дисконтированных капиталовложений, то есть a Ot - затраты на t-м шаге при условии, что в них не входят капиталовложения. Тогда формула для ЧТС записывается в виде Показатель ЧТС рассчитывается аналитически, а также отражается в таблице денежных потоков. Максимум чистой текущей стоимости выступает как один из важнейших критериев при обосновании проекта. Он обеспечивает максимизацию доходов собственников капитала в долгосрочном плане (за экономический срок жизни инвестиций). Очевидно, что если: NPV О, то проект следует принять; NPV 0, то проект следует отвергнуть; NPV = 0, то проект ни прибыльный, ни убыточный. Для принятия решения по модернизации и/или реконструкции этот вывод не обязателен так как проект может быть принят даже если NPV 0 из-зи того что сам проект может нести не экономическую, а социальную выгоду. Внутренний коэффициент эффективности (Internal Rate of Return - ERR) или внутренняя ставка дохода Под нормой рентабельности инвестиции (IRR) понимают значение коэффициента дисконтирования, при котором NPV проекта равен нулю; IRR = г, при котором NPV = f(r) = 0. Смысл расчета этого коэффициента при анализе эффективности планируемых инвестиций заключается в следующем: IRR показывает максимально допустимый относительный уровень расходов, которые могут быть ассоциированы с данным проектом. Например, если проект полностью финансируется за счет ссуды коммерческого банка, то значение IRR показывает верхнюю границу допустимого уровня банковской процентной ставки, превышение которого делает проект убыточным. Экономический смысл этого показателя заключается в следующем: предприятие может принимать любые решения инвестиционного характера, уровень рентабельности которых не ниже текущего значения показателя СС (или цены источника средств для данного проекта, если он имеет целевой источник). Именно с ним сравнивается показатель IRR, рассчитанный для конкретного проекта, при этом связь между ними такова. Если: IRR СС. то проект следует принять; IRR СС, то проект следует отвергнуть; IRR = СС, то проект ни прибыльный, ни убыточный.
Описание ОРУ-220 кВ Красноярской ГЭС и постановка задачи исследования
Основными условиями, повлиявшими на построение схемы, была стесненная площадь расположения ОРУ-500 кВ вблизи ГЭС, а также стремление снизить стоимостные показатели строительства за счет уменьшения количества достаточно дорогих выключателей [16].
ОРУ-500 кВ расположено на расстоянии 1 км от ГЭС. Под территорию ОРУ использован лог Карлова ручья, а сам ручей переведен в подземное искусственное русло, расположенное под ОРУ.
Применение нелинейных ограничителей, позволивших сократить междуфазные изоляционные расстояния, а также компактных воздушных выключателей ВВБМ, которые занимают площадь вдвое меньшую, чем ранее созданные ВВБ, а также применение вертикального расположения сборных шин, зарекомендовавшее себя на Красноярской ГЭС - одни из основных факторов уменьшения территории под ОРУ. Это и позволило расположить ОРУ-500 кВ Саяно-Шушенской ГЭС на очень ограниченной площади. Укрупненные блоки двумя воздушными переходами присоединены к сборным шинам ОРУ-500 кВ. Один переход двухцепной, второй имеет три цепи.
ОРУ-500 кВ выполнено по схеме "4/3", где применено четыре выключателя на 3 присоединения (рис. 4.7,). Схема, реализованная на Саяно-Шушенской ГЭС, имеет следующую компоновку: двухрядное расположение выключателей; заход первой системы сборных шин на торцы территории ОРУ; наличие промежуточных перемычек между средними выключателями, поэтому подвеска их осуществлена на общих опорах со сборными шинами. Технико-экономическое преимущество этой схемы за счет уменьшения количества выключателей оказалось мнимым [16]. I - первая цепочка; II - вторая цепочка; III - третья цепочка; ТІ-5 - присоединение блоков; ВЛ-1-4 - присоединение воздушных линий электропередачи; С-1 - первая система шин; С-2 - вторая система шин; Р - реакторы; ТН -трансформаторы напряжения Одним из существенных недостатков действующей схемы является недостаточная ремонтопригодность. При выводе в ремонт любого выключателя такой цели резко снижается надежность всех трех её присоединений. Кроме того, связь между двумя системами сборных шин остается лишь через две другие цепи. Более того, при выводе в ремонт блочного выключателя, присоединенного к системе шин любой цепи, если происходит короткое замыкание на воздушной линии (ВЛ) данной цепи, то отключается генерирующая мощность ее" блока. Особенно опасным режимом, является вывод в ремонт или для подготовки к грозовому сезону одной системы шин. Если в этом случае происходит отказ выключателя, подключенного к оставшейся в работе системе шин, то происходит деление ГЭС на работу с выделением на изолированную работу одного или двух блоков на одну или две ВЛ. В практике эксплуатации ОРУ-500 кВ в ремонте всегда находится один выключатель, то есть нормальное состояние схемы - это ремонтный режим. Очень часто возникает необходимость вывода в ремонт 2-х выключателей одновременно. Эти условия на случай коротких замыканий в сети требуют отключения генерирующей мощности, либо ведут к выделению её на изолированную работу с какой-либо В Л для того, чтобы обеспечить устойчивость энергосистемы. Это обстоятельство отягчается тем, что при КЗ в сети мощность Саяно-Шушенской ГЭС должна отключаться крупными объединенными блоками на стороне 500 кВ, поскольку в цепи генераторов установлены выключатели нагрузки. Учет всех этих условий, а также возможных многочисленных вариантов ремонтных схем ОРУ существенно осложняет эксплуатацию ОРУ-500 кВ. В наиболее напряжённый период работы ГЭС с максимальной нагрузкой вывод в ремонт присоединений ОРУ-500 кВ запрещён. Запрещение вызвано тем, что в период, когда ГЭС работает с максимальной мощностью, ошибочное излишнее отключение агрегатов приведёт к аварии в энергообъединении. В это время в работе находятся все три цепи схемы ОРУ-500 кВ с обеими системами шин. Это осложняет график ремонтных работ и приводит к излишней интенсивности их проведения. Подобного правила, диктующего состояние схемы первичных соединений, нет в схемах ОРУ-500 кВ других энергетических объектов. Кроме того, оборудование каждой из трёх линий располагается в трёх разных ячейках. По изложенным причинам схема "4/3" не обладает наглядностью, что очень важно для обслуживающего персонала и может приводить к ошибкам. В наглядных схемах, в выведенной в ремонт какой-либо ячейке не могут оказаться в её геометрическом пространстве на всем протяжении от одной системы шин до другой элементы, находящиеся под напряжением. В схеме "4/3" такие ремонтные случаи являются обычными.
