автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Разработка модели оценки функционального состояния системы электроснабжения мегаполисов

и

Мошинский Олег Борисович

РАЗРАБОТКА МОДЕЛИ ОЦЕНКИ ФУНКЦИОНАЛЬНОГО СОСТОЯНИЯ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ МЕГАПОЛИСОВ

Специальность 05.14.02 - Электрические станции и электроэнергетические системы

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 О НОЯ 2011

Екатеринбург - 2011

4859324

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н.Ельцина»

Научный руководитель:

кандидат технических наук, доцент Кокин Сергей Евгеньевич

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Манусов Вадим Зиновьевич (г. Новосибирск)

кандидат технических наук, доцент Смирнов Валерий Анатольевич (г. Екатеринбург)

Ведущая организация:

Филиал ОАО «НИИПТ»

«Системы управления энергией»

Защита состоится 12 октября 2011 г. в 14 часов 15 минут на заседании диссертационного совета Д 212.285.03 при ФГАОУ ВПО «Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина», г. Екатеринбург, ул. Мира, 19, ауд. Э-406.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять на имя ученого секретаря диссертационного совета Д 212.285.03 по адресу: 620002, г.Екатеринбург, ул. Мира, 19, УрФУ, (факс (343) 359-16-15, mob2011@bk.ru).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УрФУ.

Автореферат разослан 9 сентября 2011 г.

доцент, д.т.н.

Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.285.03,

Зюзев А.М.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Система электроснабжения (СЭС) крупных городов имеет иерархическую многоуровневую и многослойную структуру. СЭС охватывает всех потребителей города, включая коммунально-бытовой сектор, промышленные предприятия, электрифицированный транспорт. Сложный характер организации СЭС требует адекватной системы управления, а процесс развития СЭС мегаполиса предполагает ее трансформирование. По мере развития СЭС система управления электросетевым предприятием крупного города также становится многоуровневой и распределенной по функциональным и иерархическим признакам. Оптимальное построение системы управления СЭС мегаполиса, правильное определение ее структуры, формирование функций подразделений и механизмов их взаимодействия является сложной задачей. От степени организации системы администрирования зависит надежность электроснабжения потребителей.

Высокий темп роста электропотребления мегаполисов усложнил задачи управления. Ко всему прочему, в течение последних лет наблюдается тенденция все большего ускорения темпов появления на рынке нового технологического оборудования, обновления материально-технической базы. Современное оборудование обладает более высокими техническими и эксплуатационными характеристиками. Современные коммутационные аппараты практически не требуют затрат на техническое обслуживание и ремонт, тогда как поддержание технически исправного состояния устаревших и выработавших свой ресурс выключателей не увеличивает уровень надежности СЭС.

Проблема планово-предупредительных ремонтов заключается в том, что назначение профилактических работ выполняется регламенгно, т.е. в соответствии с продолжительностью эксплуатации, и не зависит от технического состояния оборудования.

Все выше перечисленное приводит к необходимости формирования нового вида управления, который можно охарактеризовать как управление технической политикой (УТП) электросетевого предприятия.

Цель УТП заключается, во-первых, в определении вектора развития СЭС, то есть в дефиниции оптимального распределения имеющихся финансовых средств между всеми расходными составляющими бюджета предприятия. Как известно, финансовые ресурсы любого предприятия всегда ограничены и проблема их распределения неизменно актуальна. Поступающие на предприятие финансовые средства определяются транспортируемыми до потребителей объемами электроэнергии и тарифами на транспорт для разных классов номинального напряжения. В процессе функционирования СЭС возникают задачи поддержания оборудования в необходимой степени надежности и работоспособности. Это касается замены первичного и вторичного оборудования, имеющего высокую степень моральной и физической изношенности. Во многом оборудование определяет степень работоспособности и надежности электроснабжения потребителей. При этом достаточно сложно расчетным путем определить степень

влияния каждого отдельного компонента СЭС на результирующую надежность системы и невозможно оценить вероятный ущерб для потребителей в зависимости от текущего уровня работоспособности отдельных компонентов системы. В таких условиях важной задачей является определение «узких мест» в СЭС мегаполиса.

Во-вторых, цель УТП заключается в определении типов современного оборудования, которое должно заменять собой устаревшее. В настоящее время имеется ряд проблем, связанных с совместимостью первичного и вторичного оборудования разных фирм производителей.

Таким образом, осуществление УТП ставит множество вопросов, получение ответов на которые весьма затруднено сложностью формирования строгой математической постановки задачи УТП. Следует отметить, что задача УТП является многокритериальной. К одному из наиболее важных критериев можно отнести максимум надежности электроснабжения потребителей. В условиях ограниченности финансовых ресурсов немаловажным критерием УТП является экономичность, которая для элекгросетевого предприятия сводится к минимизации эксплуатационных издержек и затрат на передачу электроэнергии до потребителя. Данные критерии противоречат друг другу. Критерий надежности весьма сложно перевести в рублевый эквивалент, в связи с этим при сопоставлении критерия экономичности и надежности возникают теоретические и практические сложности. Такие критерии УТП, как экологичность и минимум отчуждаемой внутри города территории, могут противоречить и критерию экономичности и критерию надежности. Таким образом, для задачи УТП весьма сложно сформировать единый критерий оптимизации. Сложность задачи дополнительно увеличивается необходимостью принимать решения во временном разрезе. Причем основные управленческие решения должны приниматься на основе прогнозной информации, степень точности и достоверности которой может быть низкой. Учет динамических свойств модели и весьма слабо прогнозируемый «эффект последействия» еще больше усиливают неопределенность модели. Все это обуславливает необходимость разработки модели анализа текущих и будущих ситуаций с высокой степенью формализации, которая могла бы облегчить процедуру принятия решений руководящему административно-техническому персоналу электросетевой компании.

Актуальность темы. Такие предпосылки, как рост нагрузки элеюропо-требления, длительный срок службы действующего силового оборудования и связанный с ним износ, требуют создания способов оценки состояния объектов СЭС. Система электроснабжения крупного города должна обеспечивать выполнение своей основной цели - максимально надежного электроснабжения потребителей при выполнении ограничений на располагаемые ресурсы, расходуемые на обеспечение всех функций системы электроснабжения.

Необходим инструмент, позволяющий объективно определить уровень работоспособности того или иного объекта электрической сети и найти наиболее

эффективный сценарий ее технического перевооружения. Степень работоспособности системы электроснабжения определяется надежностью ее отдельных элементов.

На систему электроснабжения, как и на любую глубоко интегрированную систему, оказывает влияние множество факторов, которые могут выводить ее из состояния устойчивого равновесия, препятствовать ее развитию. Следовательно, на систему необходимо воздействовать, компенсируя отрицательные факторы. Оптимальный план развития предполагает выявление полного множества воздействующих факторов. Его разработка является сложной и актуальной задачей, которая обостряется множеством воздействующих неформализованных факторов, недостоверностью информации и ограниченностью ресурсов.

Для обеспечения эффективного планирования функционирования и развития СЭС необходима адекватная система сбора, хранения и представления информации о технико-экономических показателях СЭС. Иерархичность, сложность и большая размерность СЭС мегаполиса предполагают создание адекватной моделируемому объекту информационной системы.

Цель работы состоит в создании модели оценки функционального состояния системы электроснабжения крупного города в зависимости от технических и экономических показателей ее отдельных элементов, которая учитывает опыт и знания персонала электросетевого предприятия. Разработка методики оценки функционального состояния основных фондов (первичного и вторичного оборудования) необходима как для инъекционного воздействия на систему электроснабжения, так и для комплексной реконструкции существующих и строительства новых объектов электроэнергетики.

Положения, выносимые на защиту:

Использование системного подхода к решению задачи оценки функционального состояния системы электроснабжения крупного города.

Графо-аналитическое многоуровневое представление информации о технических и экономических показателях системы электроснабжения, позволяющее облегчить анализ и принятие решений по ее функционированию и развитию.

Ранжирование функционального состояния объектов СЭС на основе сочетания экспертных знаний и технико-экономических характеристик системы транспорта и распределения электрической энергии.

Методика индикативного анализа для оценки состояния работоспособности СЭС и планирования мероприятий по ремонту, замене и реконструкции объектов системы.

Технология определения эффективности принимаемых решений по модернизации и техническому перевооружению СЭС.

Объектом исследования является электрическая сеть крупного города с населением более одного миллиона человек и с максимумом нагрузки, превышающим 1000 МВт. Потребителями являются крупные промышленные пред-

5

приятия, коммерческие и бюджетные организации, а также большое число бытовых потребителей.

Разветвленные СЭС города характеризуются совместным использованием сетей различных классов напряжения (6-220 кВ). С понижением класса напряжения число электросетевых объектов резко увеличивается. Каждый фрагмент электрической сети в соответствии с его иерархией описывается набором доступной информации. Уровень управления определяется полнотой и достоверностью знаний о состоянии объектов. В связи с этим целесообразно разделить систему «продольно» и «поперечно» на фрагменты, обладающие едиными уровнями напряжения и операционными воздействиями. Реализация мониторинга и диагностики таких объектов значительно проще и выполняется за счет их однородности и меньшей размерности задачи анализа состояния.

Научная новизна:

Основные результаты, полученные в ходе выполнения работы, содержат следующие элементы научной новизны:

• Предложены принципы формирования модели информационного описания системы электроснабжения крупного города, использующие в качестве основы полносвязанную структуру и Л-мерное представление (графоаналитическая многоуровневая концепция);

• Сформулирован подход к оценке и ранжированию функционального состояния отдельных элементов электрической сети, сочетающий опыт специалистов (экспертов) и технико-экономический анализ характеристик оборудования;

• Осуществлена адаптация метода индикативного анализа, позволяющего выполнить функциональную оценку состояния объектов СЭС;

• Предложен комплексный подход к определению первоочередных мер для поддержания и усовершенствования технического состояния СЭС с учетом влияния факторов, обусловленных различными причинами.

Практическая ценность работы. Разработанные методы и созданные на их основе программы представляют интерес как для электросетевых компаний -для анализа текущего состояния распределительных сетей и определения инова-ционных решений, так и для проектных организаций - для решения вопросов развития районов электрических сетей, модернизации и перевооружения подстанций.

Реализация в промышленности. Разработанная модель оценки функционального состояния системы электроснабжения прошла апробацию в Екатеринбургской электросетевой компании (ЕЭСК) и была использована при разработке ее инвестиционной программы.

Система используется для определения резерва мощности и термического износа изоляции силовых трансформаторов на основе данных телеметрии, эксплуатационных, финансово-экономических и других показателей. На базе модуля оценивания технического состояния электрооборудования был проведен мо-

ниторинг девяти подстанций ЕЭСК, которые обеспечивают электроснабжение трех районов мегаполиса, и выработаны рекомендации по их реконструкции и развитию. Программное обеспечение, интегрированное в разработанный на кафедре АЭС УрФУ программный комплекс Most, позволяет автоматизировать расчеты оценки технического состояния электрооборудования и повысить качество управленческих решений на иредпроектном этапе, связанном с ремонтом и заменой оборудования, реконструкцией подстанций и вводом новых энергообъ-

екгов.

Обоснованность и достоверность научных положений, выводов и рекомендаций, а также практических выводов базируются на корректном применении математических методов топологии, теории графов, нечеткой логики и подтверждаются адекватным поведением моделей при сравнении с процессами в реальных электроэнергетических объектах.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались: на научно-технической конференции «Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт», Тобольск, 2004; II Всероссийской научно-технической конференции «Энергосистема: управление, качество», Екатеринбург, 2004; региональном семинаре ОДУ Урала и кафедры «Автоматизированные электрические системы», Екатеринбург, 2005; 8-й региональной научно-практической конференции «Энергосберегающая техника и технологии», Екатеринбург, 2005; научно-практических конференциях с международным участием «Энергетика и электротехника», Екатеринбург, 2005 - 2006 и др.; «Energy saving technologies in scientific and technical development for industrial corporations», Дортмунд, 2008; III международной научно-практической конференции «Энергосистема: управление, конкуренция, образование», Екатеринбург, 2008; Всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергия: от получения и распределения до эффективного использования», Томск, 2010; Всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодёжи», Екатеринбург, 2010.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 11 работ (в том числе 4 работы в реферируемых изданиях ВАК).

Структура и объем работы. Диссертационная работа содержит введение, четыре главы, заключение, список литературы, список условных сокращений, глоссарий и приложения. Объем работы составляет 160 страниц основного текста, 42 рисунка, 16 таблиц. Библиография включает 86 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приведена краткая характеристика системы электроснабжения города Екатеринбурга, рассмотрены особенности управления технической политикой, выявлены основные проблемы. На основе анализа технического состояния объектов СЭС сформулированы принципы настоящей работы.

В первой главе представлена характеристика текущей ситуации в распределительных сетях на примере ЕЭСК.

По объёму электросетевого хозяйства ОАО «Екатеринбургская элеюросе-тевая компания» занимает третье место в России после элеюросетевых предприятий Москвы и Санкт-Петербурга. Объем компании: подстанции 220-110-35 кВ - 63 шт.; трансформаторные и распределительные пункты - 1448 шт.; воздушные линии 35-0,4 кВ — 1081 км; кабельные линии 110-0,4 кВ - 2436 км.

Обследование технического комплекса ЕЭСК позволяет сделать следующие выводы:

1. Имеет место отставание в техническом и технологическом оснащении распределительных сетей города Екатеринбурга от аналогичных комплексов развитых стран.

2. Качество электроэнергии и надежность электроснабжения не соответствуют требованиям потребителей.

3. Перманентный характер ремонтной кампании требует значительных затрат на ее выполнение. Необходима оптимизация издержек на обслуживание и ремонт за счет применения современных методов диагностики.

4. Несмотря на увеличение инвестиций в ремонты, степень износа возрастает. В ближайшие 15 лет потребуется полное обновление оборудования. Следует отметить, что замена оборудования на аналогичное установленному ранее продлевает срок службы устаревших технологий и тем самым обрекает сетевую компанию на технологическое отставание.

5. Отсутствие достоверного учета электрической энергии не позволяет своевременно и с достаточной точностью выявлять источники потерь.

Все вышеперечисленное вызывает необходимость поиска и разработки новых оптимальных и эффективных решений с использованием новейших технологий, максимально адаптированных к существующим реалиям. Возникает задача определения таких решений, которые при минимальных затратах со стороны электросетевой компании обеспечили бы потребителям требуемый уровень надежности электроснабжения.

В ЕЭСК разработан документ «Положение о технической политике ОАО «ЕЭСК» в распределительном электросетевом комплексе», в рамках которого сформулированы основные требования ко всем видам оборудования и контрольно-информационным системам нового поколения. Проведенный анализ показал, что доля оборудования и систем, удовлетворяющих требованиям данного положения, не превышает 15 %. Таким образом, основное оборудование является морально и физически устаревшим.

УТП должно быть построено с учетом критериев эффективности функционирования и надежности электроснабжения потребителей, с применением высокоуровневых систем автоматизации диспетчирования и учета электроэнергии (ЭЭ). Решение задач такого рода требует адекватных программных и аппаратных средств, использующих новейшие технологии и максимально адаптированных к существующим реалиям.

При решении вопроса о целесообразности реконструкции сетей с применением нового оборудования возникают три основные проблемы:

1. Определение оптимальных параметров оборудования с учетом его технического состояния, их соответствия нормативным документам, а также

стоимостных показателей..

2. Оптимальный выбор сетевого электрооборудования в условиях многообразия предложений от предприятий производителей и поставщиков оборудования.

3. Оценка эффективности технического перевооружения.

Решение задачи технического перевооружения связано с оценкой множества вероятных решений и планов модернизации. Множество вероятных решений R по определенному плану i можно представить как

Rt = fam, m= 1, 2,-., Ml i = 1, 2,..., N, (1)

где N - число принципиальных подходов (планов) к сооружению и(или) реконструкции электроэнергетических объектов; М - число вариантов реализации

подходов по плану.

На перспективные решения по строительству и реконструкции электроэнергетических объектов накладывается множество ограничений, технологических требований и т.п., которые могут быть выражены множеством N0:

NOi = [nolk,k = 1,2 ,...,K,l = 1.2..-.N}, где К - число ограничений. В этом случае множество возможных для реализации

решений VR можно представить как VR = R/NO.

Условием существования вероятно-оптимальных решений является наличие непустого множества Щ возможных решений vr^ J

VRi = vrij * 0, VRt = {vrtJ, j = 1, 2, ...J} , (2)

7=1

где J - число возможных реализуемых решений.

Достаточным условием полного удовлетворения всем критериям является наличие непустого множества VR вероятно-оптимальных решений VRi развития системы

/

VR = VRi Ф 0. (3)

¿=1

Задача осложняется тем, что элементы множества вероятно-оптимальных решений VRt формируют множество вероятно-оптимальных планов Р. Все вероятно-оптимальные планы Рд подлежат дальнейшему сравнению, и окончательный план выбирается в зависимости от эффективности его реализации. Задача нахождения оптимума становиться многоцелевой и сводится к выбору между вероятно-оптимальными вариантами по одному критерию или их группе. В конечном счете необходимо выбрать такое решение, которое имело бы максимальный эффект в перспективе.

Вторая глава посвящена концептуальному подходу к формированию модели оценки объектов СЭС. Рассмотрены аспекты оптимального хранения и поиска данных электрической сети. Сформулированы принципы построения модели, выполнена систематизация информации, оценка ее полноты и достоверности. Рассмотрены свойства процесса развития и эволюции СЭС. Выполнен анализ методологической базы оценивания состояния объектов электрической сети.

Моделирование систем требует анализа и систематизации исходной информации, данных о структуре сети, параметров электрооборудования, учета, элекгропотребления и т.п.

Система может быть представлена в виде совокупности подчиненных систем более низкого уровня с более узкими целями развития. Классификация сегментов СЭС и рассмотрение системы как набора взаимосвязанных компонент позволяет снизить размерность вычислений и максимально приблизить общую модель к реальной производственной системе.

Классификация электрических сетей (ЭС) по уровню напряжения придает свойство многоуровневости модели системы (множество уровней МЩ.

N

ми = У тщ. (4)

1=1

Анализ технического состояния электрооборудования каждого класса напряжения выполняется на базе той информации, которая для него доступна. Как правило, набор и достоверность информации соответствуют степени важности того или иного сегмента ЭС. Данные признаки коррелированны между собой. Рационально выделить уровни управления СЭС, соответствующие набору информации (свойство многослойности СЭС (множество слоев М1))\

к

Ш, = Ут/7-. (5)

1=1

В такой постановке система становится «продольно» и «поперечно» разделенной на кластеры, которые обладают едиными уровнями представленной информации и определенными операционными воздействиями.

Задача технического перевооружения ЭС тесно связана с прогнозированием и планированием, под которыми обычно понимают предсказания исходов и изменений в развитии каких-либо событий, процессов, явлений на основе перспективных и ретроспективных данных, а также выбор состава мероприятий и последовательность их выполнения в будущем для достижения поставленной цели. Оптимальный результат определяется на базе критериального функционала 5, который принимает различные значения в зависимости от вида функции Х(Ь) параметров состояния системы и функции У(Г) параметров управления этой системой.

Достижение ожидаемого состояния системы возможно далеко не единственным способом. Допустимые варианты развития различаются структурными показателями, составом и параметрами объектов, затратами материальных и

ю

иных ресурсов. Варианты могут отличаться базовыми структурами. Именно под этим понимается многовариантность развития. Это обстоятельство должно учитываться при поиске оптимального плана развития большой системы.

Использование для прогнозирования развития сетей экстраполяционных методов, основанных только на изучении предыстории процесса, не может дать удовлетворительных результатов, так как динамические ряды показателей сетей носят нерегулярный характер (чередование периодов стагнации и резких скачков в сетевом строительстве). В соответствии с вышесказанным методика прогнозирования должна быть основана на установлении связей между электросетевыми показателями и основными влияющими факторами. Для этого выполнен анализ и классификация факторного пространства и его разбиение. В ситуации стохастической неопределенности была принята разработанная на кафедре АЭС вероятностная модель объектов и процессов, описывающих явления, которые происходят в системе электроснабжения.

В качестве цели технического перевооружения принимается достижение и поддержание должного уровня состояния работоспособности системы (безаварийности). Формирование комплекса мероприятий предполагает наличие объективной и достоверной оценки технического состояния СЭС. Для максимальной достоверности диагностику состояний следует проводить с использованием системы индикаторов. Проведенные исследования показали, что наиболее приемлемым подходом в решении задач оценки функционального состояния СЭС является индикативный анализ. В данной задаче индикатор - это критериальный показатель функционирования объектов системы, значение которого в достаточной степени отражает уровень работоспособности в технической или иной функциональной сфере.

Следует отметить, что мониторинг состояния объектов СЭС возможен при условии использования информационной графовой надстройки, отражающей топологическую связность объектов системы. Адаптированная структура модели в достаточной степени соответствует требованиям: она масштабируема; отвечает многоуровневой концепции; основывается на графах и к ней применимы стандартные методы работы с графами; компактна и исключает дублирование информации. Взаимодействия объектов электрической сети моделируются за счет реляционных связей между ними.

В третьей главе рассматриваются вопросы разработки модели оценки технического состояния объектов электроснабжения мегаполиса.

На первом этапе моделирования был разработан реестр объектов СЭС, который в соответствии с заявленным принципом многоуровневости обладает графовой (древовидной) структурой. Каждый узел дерева - объект СЭС. На верхнем уровне находится система электроснабжения, состоящая из районов. В свою очередь районы состоят из множества таких объектов, как ПС и ЛЭП. Наконец, каждая ПС представляет собой совокупность различного оборудования: комму-

тационных и ограничивающих аппаратов, токоведущих частей, измерительных трансформаторов и др.

Оценка работоспособности объектов СЭС нуждается в строгой классификации состояний с разделением их по степени аварийности по каждому индикатору, индикативному блоку и в целом по обобщенному состоянию. Анализ состояний выполняется путем сопоставления индикатора или группы индикаторов с соответствующими пороговыми значениями. Для оценки работоспособности введена следующая классификация состояний: нормальное (Н), предаварийное (ПА), аварийное (А). Обобщенная оценка объекта СЭС формируется на основе индикаторов состояния в различных сферах (по индикативным блокам).

Принадлежность объекта к какому-либо состоянию в зависимости от значения ипдикатора х может быть определена характеристическими функциями ц(х). Границы состояний находятся на пересечении характеристических функций (см. рисунок 1).

Нормальное Предаварийное Аварийное

Рисунок 1 - Характеристические функции состояний В таком случае состояние ПА может быть определено следующим обра-

зом:

Ипа (4) =

Л]1

Хи л -

Л]1

~ХА.Ц

приЛ/( < Хяп; при 4 >ХКц.

(6)

где Япа.;» Хнц - мода, являющаяся нормализованной величиной индикатора I для объекта } для различных состояний (Н и ПА); - значение индикатора. Границы состояний находятся на пересечении характеристических функций.

Для получения дифференцированной оценки предаварийная область разбивается на три сегмента - предаварийная 1 (начальная стадия), предаварийная 2 (развивающаяся стадия), предаварийная 3 (критическая стадия, грозящая переходом в аварийную зону). Аварийная зона также разбивается на три части - аварийная 1 (нестабильная стадия), аварийная 2 (угрожающая стадия), аварийная 3 (чрезвычайная стадия).

Отдельную задачу при формировании системы оценки представляет определение пороговых уровней для индикативных показателей, для решения которой введены балльные оценки состояний (см. таблицу 1).

Таблица 1

Состояния

Нормальное

Предаварийное 1

Предаварийное 2

Предаварийное 3

Аварийное 1

Аварийное 2

Аварийное 3

Обозначение

ПА1

ПА2

ПАЗ

А1

А2

АЗ

Соотношение нормализованных значений индикаторов и пороговых уровней

ХЦ = 0иЛ-/, * ХШК1.ц

О < ХЦ < 4а2.Д "Л" хя = Xnii.it

< Х/! < -Упдз.л

Лт

'•паз.а < хЦ < 1

1 <*»<*£

•А2./!

Хщ! < Хр < ^

Х/1 £ хЦц

Балльная оценка Ьу состояния

1

Выбор в пользу той или иной шкалы балльных оценок, а также самого способа получения баллов по каждому блоку индикативных показателей определяется эмпирическим путем. В данной работе предпочтение отдается методу средневзвешенной нормализованной оценки с использованием балльных оценок как для определения уровня состояния по индикативному блоку, так и для комплексной оценки состояния в целом:

С =

¿¿»О

¿1=0 п

(7)

где ст] - нормализованная оценка степени состояния индуктивного блока т для объекта у, Ьи - балльная оценка состояния (см. таблицу 1); ХЦ - нормализованные значения индикативных показателей.

Для системы индикативного анализа разработаны следующие индикативные блоки: технологический, эксплуатационный, финансово-экономический, экологический, энергосбережения и эффективности. Первый блок используется для оценки технической и технологической дифференциации объектов СЭС. Второй блок характеризует состояние объектов по эксплуатационным показателям. Блоки призваны показать соответствие техническим и эксплуатационным требованиям, а также технологическим особенностям каждого вида объектов СЭС. Экономический блок отображает стоимостные показатели объектов системы электроснабжения. Для оценки влияния на экологическую обстановку используется четвертый блок. Отдельно выделен блок энергосбережения, который предназначен для оценки величины и стоимости передачи ЭЭ. Следует отметить, что данная группа блоков принята единой для оценки основного электорообору-дования (трансформаторов, выключателей, ЛЭП и т.п.). Для оценки иных объектов группа индикативных блоков, а также структура индикаторов в каждом из

них, может быть скорректирована.

Технологический блок включает следующие индикативные показатели: 1) износ электрооборудования, который вычисляется по следующему выражению

и'

Оборуд _ ¿-1 "Изн.Оборуд _ ЯИзн н£„________'

"Оборуд

где ЯЙзн.оборуд ~ суммарное количество электрооборудования определенного типа, составляющего анализируемый объект системы электроснабжения, срок эксплуатации которого превышает срок, определенный заводом-изготовителем, для временного периода V, Вдборуд - общее количество электрооборудования анализируемого типа в объекте СЭС;

2) резерв нагрузки, который рассчитывается на базе индивидуальных характеристик (нагрузочная способность, номинальный нагрузочный ток и т.п.):

2 у рГ

„---пг, _ 1 "Перегр.Оборуд -|ппп/ /оч

"Загруз ~ в( ±ии/0' К >

" Оборуд

где ^Перегр.Оборуд - суммарное количество электрооборудования определенного типа, составляющего анализируемый объект системы электроснабжения, которое работает с превышением допустимого коэффициента загрузки й°абг°р™ > 1, для определенного временного периода С; Воборуд ~ общее количество электрооборудования анализируемого типа в объекте СЭС.

Коэффициент резерва нагрузки ^жруз может быть определен по выражению = 1агруз06ссуд. где ^загруз.оборуд " коэффициент загрузки оборудования

" "Мах. Оборуд

для рассматриваемого периода определяемый по индивидуальным методикам, о.е.; К*Мах 0борул - максимальный допустимый коэффициент загрузки оборудования для периода При наличии телеизмерений (ТИ) все необходимые расчетные данные для заданной ретроспективы и выбранного шага поступают в расчетную модель (РМ) в автоматическом режиме из информационно-измерительных комплексов;

3) соответствие оборудования уровням токов коротких замыканий вычисляется по следующему выражению:

атезРУА = —•100%' (Ю)

'терм.ст

где /кз.расч ~ расчетное значение тока короткого замыкания, кА; /терм.ст ~ ток теР~ мической стойкости элемента электрической сети, кА.

4) соответствие электрооборудования современным требованиям а^°руд определяется экспертным путем. Аналогичным образом рассчитываются индикативные показатели для более крупных консолидированных объектов. Следует отметить, что индикаторы таких объектов вычисляются на базе оценок, полученных на низшем уровне иерархии системы.

Эксплуатационный блок: 1) средний срок эксплуатации оборудования анализируемого объекта /?06 рассчитывается по формуле

Ров =Цг> (11)

где 5 - суммарный срок эксплуатации оборудования анализируемого объекта, лет; N - общее количество оборудования являющегося неотъемлемой частью объекта.

2) средний возраст эксплуатируемых технологий /?эт. Данный показатель может быть получен экспертным путем. Полученные результаты транслируются на более высокие уровни - РУ, ПС и районов СЭС.

где Й'Т - суммарный возраст эксплуатируемых технологий анализируемого объекта, лет; N - количество всего оборудования, являющегося неотъемлемой частью исследуемого объекта.

3) количество отказов/аварий на объекте /3Авар. Данный показатель определяется для всех объектов из баз данных сетевых организаций.

Финансово-экономический блок

Остаточная стоимость оборудования у06оруд- Данный показатель рассчитывается для всех объектов на основе информации из баз данных сетевых организаций.

Следует отметить, что оценка по блоку может быть получена в зависимости от стоимости оборудования СЭС, затрат на эксплуатацию и обслуживание сетей и систем, а также других финансово-экономических показателей.

Блок энергосбережения и эффективности

Основным индикатором оценки уровня энергоэффективности системы электроснабжения является величина удельных потерь ЭЭ. Удельные потери в района СЭС 5потер вычисляются по формуле

^ер = ^-100%, (13)

где Шц - потери мощности в исследуемом объекте за анализируемый период времени; Шц - ЭЭ, переданная через объект за анализируемый период времени.

Потери ЭЭ определяются на основе модели энергораспределения (ЭР). В задаче ЭР производится расчет потоков энергии. В качестве исходной информации используются данные АИИС КУЭ, обладающие максимальной степенью достоверности.

Экологический блок. Определение степени воздействия объектов и системы электроснабжения в целом на экологическую ситуацию для решения практических задач предлагается выполнять на основе экспертных оценок. В данном блоке принимаются во внимание такие воздействия как шум, вредные выбросы в атмосферу и т.п. Данный блок позволяет оценить степень опасности воздействия

на окружающую среду.

Метод индикативного анализа позволяет оценить каждый объект, принадлежащий системе электроснабжения. Оценка, выраженная в численном значении, является количественной характеристикой работоспособности объекта СЭС. Она характеризует его состояние с точки зрения взаимного проявления

15

различных сфер влияния (технической, эксплуатационной, финансово-экономической и др.), аспектов работоспособности, индикативных блоков и может считаться универсальной. Наличие ретроспективной информации о состоянии объекта СЭС позволяет определить его перспективное состояние, экстраполируя ранее накопленный опыт. В этом случае возникает возможность определить последствия какого-либо инъекционного воздействия на систему электроснабжения. Соответственно, для формирования необходимых воздействий на систему с целью поддержания ее в работоспособном состоянии достаточно выполнить ранжирование объектов, начиная от высшего уровня иерархии системы и заканчивая элементарными объектами СЭС.

Рисунок 2 - Граф возможных маршрутов достижения целевого состояния

Достижение заданной цели и требуемого уровня работоспособности СЭС возможно весьма большим набором средств и методов. Однако данные переходы на интервале [0; т] (см. рисунок 2) в новое перспективное состояние обладают различными параметрами эффективности, которые выражаться затратами 3 на их реализацию.

В данной постановке мы имеет п конечных линейно упорядоченных множеств возможных решений {W?0, VRX,..., V7?n_i}, а также G - совокупность ограничений, ставящих в соответствие векторам вида v = (v0,v1( ...,vk)T (v„ e Mj-,j - 0,l,...,k;k < n- 1) значение G(v) e {true,false}. Векторы v = (v0,v1( ...,vk)T, для которых G(v) = true, называются частными решениями. При наличии конкретного правила Р частные решения могут быть объединены в полное.

Пусть имеется множество объектов СЭС, индикативный анализ которых выявил неудовлетворительное функциональное состояние. Необходимо определить перечень мер по выводу СЭС из аварийного состояния с максимальной эффективностью в условиях финансовых ограничений. Поиск оптимального решения выполняется на основе метода перебора вариантов модернизации тех объектов СЭС, которые находятся в аварийном или предаварийном состояниях.

На рисунке 2 показаны все возможные маршруты для двух объектов СЭС при наличии двух решений для первого и четырех для второго. В таких условиях задача сводится к максимальному приближению к искомому состоянию. Список мероприятий по модернизации электроэнергетических объектов формируется по графу. Результатом обхода графа является вектор V. С каждым вновь добавленным элементом (мероприятием) число альтернатив для добавления становится на 1 меньше. Новый элемент уг+1 может быть добавлен только в том случае, если суммарные затраты на реализацию всего комплекса 3(у) не превышают предельного допустимого значения. Построение маршрута считается законченным при достижении искомого состояния или превышении финансового ограничителя. Алгоритм поиска решений приведен в пояснительной записке.

Выбор итогового решения выполняется из множества решений (остовных деревьев графа) и осуществляется путем ранжирования по величине затрат на их реализацию и уровню индикативных показателей работоспособности системы электроснабжения в перспективе (с учетом выполненного комплекса мероприятий по модернизации).

В четвертой главе рассмотрена реализация и опытно-промышленные расчеты. На первом этапе реализации поставленной задачи оценки состояния объектов СЭС сформирована система хранения информации, в основе которой лежит граф электрической сети. На основе полносвязной структуры достигается представление всей СЭС, включая схемы электрической системы, ПС, РУ и т.д., в виде единого графа. Каждая часть (сегмент СЭС) рассматривается в соответствии с принятыми для данного класса напряжения принципами.

Для успешного решения поставленных задач был реализован ряд алгоритмов, который условно можно разделить на три 1руппы: первичной обработки топологической информации; обработки первичной входной информации о состоянии объектов СЭС; оценки и анализа технического состояния объектов. На первом этапе формируется объект исследования, представляющий фрагмент графа системы электроснабжения. На втором этапе, в зависимости от вида исследуемого объекта и предметной области, достоверности и полноты исходной информации, производится выбор между алгоритмами. На третьем этапе выполняется оценка состояния исследуемого объекта на основе индикативного анализа.

Данные, необходимые для выполнения анализа, поступают из информационно-измерительной системы ЕЭСК. Первичная обработка заключалась в отборе той информации, которая обладает наибольшей степенью достоверности.

Наибольший интерес представляет процедура формирования оценок состояния. Каждый уровень и-мерного пространства сети обладает определенной степенью детализации отображения информации, причем граф, содержащийся в базах данных (БД), включает все элементы электрической сети. Как правило, граф схемы ПС содержит от 100 до 300 вершин (п) и от 99 до 400 ребер (т). Граф схемы района электрических сетей (РЭС) содержит подграф той же самой

ПС, в свою очередь состоящий из вершин, количество которых (п') варьируется от 2 до 5, и ребер (т') - от 1 до 15, поскольку рассмотрение остальных элементов оказывается в большинстве случаев нецелесообразным.

Формирование схемы ПШ). принадлежащей району (к), заключается в получении подграфа

М, = 0«с55,Кк), (I4)

состоящего из множества вершин п

к = У ^, = {1^6(55;)} (15)

к=1

и множества ребер

т

Е = У Ер5, = {ву: vl 6 и VI 6 V)-

Форма хранения информации о сети позволяет однозначно определить множество узлов графа подстанции и предоставить прямой доступ к множеству их связей Е и к множеству объектов ОЪ), определяющих множество ветвей. Таким образом, граф ПС может быть представлен в виде РБ1 = (У,Е, ОЪ}).

Формирование схемы ЭЭС, представляющей более высокий уровень организации, чем ПС, включает три этапа.

На первом этапе происходит формирование объектов «ПС» из подмножества ПС, содержащего (п) элементов, которые принадлежат множеству 1] = {рз: е РБ ирь Е ЕБк] энергосистемы (к). Для каждой ПС в отдельности производится определение групп связности. Каждой группе связности (д) ставится в соответствие вершина графа ЭЭС Следовательно, полное множество вершин всех ПС ЭЭС (к) соответствует множеству

п 9

(17)

1=1 5=1

Множество узлов, соответствующее «точкам входа» множества подстанций, которые принадлежат рассматриваемой ЭЭС, может быть представлено в виде

п

У^={г: гб(Р5,пВ51к)}. (18)

¡=1

На данном этапе множество точек графа ЭЭС является совокупностью множества «точек входа» всех ПС, которые одновременно принадлежат рассматриваемой ЭЭС (/с), и множества точек, отображающих группы связности всего множества подстанций. Множество связей внутренней структуры таких объектов, как «ПС», напрямую зависит от числа групп связности графа ПС(0 и ее «точек входа». При нахождении соответствия между ними формируется множество связей Е\.

Все связи множества Е' =U Е\ являются отображением внутренних структур множества ПС GPS. Соответственно множество вершин, принадлежащих множеству ПС ЭЭC(fc), представляет собой сумму множеств вершин, часть которых отображает «точки входа» ПС(0, а часть - группы связности ПС(*) V'.

На втором этапе, осуществляется формирование системных связей. Граф ЭЭС включает множество узлов V", принадлежащих исключительно заданному уровню U, т.е. рассматриваемой схеме ЭЭС. Собственные узлы графа ЭЭС принадлежат только ей и не принадлежат ни одной ПС V". Системные связи (связи между ПС) принадлежат графу рассматриваемой ЭЭС Е". Пара (V", Е") определяет структуру системных связей ЭЭС(£).

На третьем этапе комбинируются подграфы ПС и подграфы системных связей. Граф заданного уровня ЭЭС является суммой множеств узлов V' и V", множеств ветвей Е' и Е", а также множеств параметров связей Obj, и имеет следующий вид:

ESk = (Г U V", Е' U Е", Obj ), (19)

где Obj - указатель на объекты, такие как «ПС», «КЛ», «ЛЭП» и т.п.

После формирования объекта исследования, обладающего индивидуальной структурой, создаются массивы первичной информации. Далее производится их обработка и расчет индикативных показателей. На рисунках 3-4 представлены результаты расчета индикативных показателей силовых трансформаторов и выключателей.

Существующее положение силового оборудования ПС напрямую влияет на общее состояние ПС. Индикативные показатели свидетельствуют о статусе оборудования ПС. На основе такой информации выполняется определение степени работоспособности ПС в целом. Результаты оценочного расчета приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Оценки оборудованию и ПС в целом

Наименование ПС Трансформаторы Выключатели Разъединители Трансформаторы тока Трансформаторы напряжения Подстанции Состояние

Бархотка 0,2 0,2 0,4 0,4 0,9 0,510 ПА2

Весна 0,7 1,0 0,8 0,7 0,6 0,782 ПАЗ

Октябрьская 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 0,046 Н

Веер 0,7 0,7 0,6 0,0 0,9 0,677 ПАЗ

Орджониквдзевская 0,7 0,7 0,7 0,9 0,9 0,776 ПАЗ

Космическая 0,3 0,3 0,3 0,1 0,9 0,457 ПА2

Ясная 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,015 Н

Ботаническая 0,3 0,7 0,4 0,9 0,1 0,557 ПА2

Западная 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,015 Н

Полученные оценки районов (см. таблицу 3) электрических сетей по выбранным объектам свидетельствуют, что в наихудшем состоянии находится Северный. Его состояние оценивается как предаварийное критическое. В самом

лучшем положении пребывает Юго-Западный район. Состояние Юго-Западного и Восточного районов оценивается как предаварийное развивающееся.

2,50

2,00 -

0,00

I

I Технический блок ■ Эксплуатационный блок

в Финансово-экономический блок

■ Экологический блок

и Энергосбережение

ж л г .¿г

У

Рисунок 3 - Диаграмма состояний выключателей по блокам

-»-бархотка

Индикатор энергосбережен

Индикатор степени во »действия в на окруямющую среду

Индикатор остаточной стоимости 8

ИмдивтоР износа Вмедючателеи

Индикатор загрузки Выключателей

—«—Вёсна

-аг-Октябрьская

-"-веер

—Орд*оникид>евскйя

космическая —~Ясная — Ботаническая Западная

Индикатор ТКЗ выключателей

ИндикаторСредмого сроке эксплВ

Индикаторчмсла отключений & -и*******

отмчое/гваоий В

Рисунок 4 - Диаграмма индикаторов состояния выключателей

Таблица 3 - Оценки районов электрических сетей

Район электрических сетей Оценка ПС Оценка района

Восточный район

Бархотка 0,510 /ГШ 0,588/ПА2

Весна 0,782 / ПАЗ

Октябрьская 0,046 / Н

Северный район

Веер 0,677/ПАЗ 0,653/ПАЗ

Орджоникидзевская 0,776/ПАЗ

Космическая 0,457/ПА2

Юго-Западный район

Ясная 0,015/Н 0,340 / ПА1

Ботаническая 0,557 / ПА2

Западная 0,015 /Н

Общая оценка Юго-Западного района оказалась низкой, главным образом из-за ПС Ботаническая, негативный балл которой объясняется отсутствием силовых выключателей на РУ высшего напряжения.

Показатель, характеризующий состояние как предаварийное или аварийное, существенным образом оказывает влияние на итоговую обобщенную оценку работоспособности. Соответственно необходимо воздействовать на систему именно в той области, где показатели отклоняются от нормальных значений.

Оценки объектов СЭС позволяют сформировать полный объем мероприятий по поддержанию их в нормальном состоянии и ликвидации аварийных состояний. Перечень таких объектов может быть составлен путем ранжирования объектов по состоянию. Однако в данном случае эффективность принятых мер не может быть однозначно определена из-за влияния последствий этих воздействий. В условиях ограниченных финансовых ресурсов необходимо решение комбинаторной задачи, которая позволяет сформировать оптимальный набор мероприятий.

Все варианты реконструкции можно представить в виде полного графа (см. рис. 5). В данном случае существует шесть вариантов сценария реализации первоочередных мероприятий.

Рисунок 5 - Схема возможных маршрутов Для определения оп-

достижения целевого состояния тимального сценария

необходимо выполнить расчет капиталовложений и анализ их эффективности на каждом этапе (см. таблицу 4).

В момент Т - 0 общий показатель работоспособности системы равен 0,56 и оценивается как предаварийное развивающееся состояние. Анализ различных сценариев показал, что наиболее эффективным является шестой вариант. Данный сценарий продемонстрировал наилучшие результаты на всех этапах его реализации.

Таблица 4 - Характеристики реконструкции ПС

Реконструируемая ПС Стоимость решения, млн. руб. Индикатор состояния ПС «до», o.e. Индикатор состояния ПС «после», о.е.

ПС1 (Весна) 300 0,782 (ПАЗ) 0(Н)

ПС2 (Веер) 250 0,677 (ПАЗ) 0(Н)

ПСЗ (Орджоникидзевская) 350 0,776 (ПАЗ) 0(Н)

Таблица 5 - Оценка сценариев модернизации ПС СЭС

№ Шаг №1 Оценка шага №1 (для района / системы) Ранг шага Шаг №2 Оценка шага №2 (для района / системы) Ранг шага Шаг №3 Оценка системы (шага №3)

1 ПС1 0,32/0,5 3(4) ПС2 0,56/0,45 5(6) ПСЗ 0,3

2 ПС1 . 0,32/0,5 3(4) ПСЗ 0,51/0,42 3(4) ПС2 0,3

3 ПС2, ; 0.56/0,51 5(6) ПС1 0,32/0,45 5(6) ПСЗ 0,3

4 ПС2 0,56/0,51 5(6) псз 0,28/0,37 1(2) ПС1 0,3

5 ПСЗ 0,51/0,49 1(2) ПС1 0,316/0,42 3(4) ПС2 0,3

6 псз 0,51/0,49 1(2) ПС2 0,28/0,37 1(2) ПС1 03

Недостатком шестого сценария является максимальная величина капиталовложений (350 млн. руб.) на первом этапе программы перевооружения, превышающая затраты по 1 - 4 сценариям (см. таблицу 5).

Заключение

1. Анализ текущего состояния СЭС города Екатеринбурга показал необходимость формирования нового вида воздействия, а именно, управления технической политикой электросетевого предприятия. Решения о модернизации и техническом перевооружении должны разрабатываться с учетом оптимального плана развития СЭС. Комплекс мероприятий выбирается не только из множества доступных подходов в соответствии с действующими рекомендациями, но и с учетом множества ограничений нормативного, правового и финансового характера.

2. Сформулирована общая постановка задачи оценки функционального состояния системы электроснабжения мегаполиса и оптимизации СЭС за счет мероприятий по ремонту и замене оборудования в условиях ограничения финансовых ресурсов. Показано, что данная задача является многопараметрической, многокритериальной, сложно формализуемой и требует сочетания экспертных оценок с методами, использующими технико-экономические характеристики системы электроснабжения и ее отдельных элементов.

3. Проанализированы недостатки существующих баз данных и программных средств, используемых в элекгросетевых компаниях, и предложена структура информационно-аналитической системы для принятия предпроектных решений в части модернизации и развития системы электроснабжения крупного города на основе графо-ориентированной системы.

4. Выполнен анализ различных методов и в качестве наиболее подходящего для решения задачи оценки и оптимизации функционального состояния системы электроснабжения предложен метод индикативного анализа.

5. Метод индикативного анализа, адаптированный к решению задач оценки функционального состояния СЭС, позволяет определить состояние работоспособности любого объекта электрической сети по той информации, которая имеется в наличии. Использование балльных пороговых оценок дает возможность определить степень работоспособности (аварийности) как текущего состояния объекта, так и его перспективного положения. Оценивание выполняется

вне зависимости от объема информации, а также от ее достоверности, во многом определяющей итоговый результат. Чем точнее информация, тем достовернее

результат оценивания.

6. Разработана система оценки эффективности принимаемых решений, которая позволяет сформировать группу первоочередных мероприятий с учетом финансовых и технических ограничений.

7. Предложенные методики анализа и оптимизации состояния системы электроснабжения и созданные на их основе программные средства были использованы при разработке инвестиционной программы Екатеринбургской электросегевой компании и показали свою высокую эффективность.

Основное содержание работы отражено в следующих публикациях

1. Применение принципов САПР в задаче «Мониторинг сети 0,4 кВ» / Дмитриев С.А., Кокин С.Е., Лысак С.А., Мошинский О.Б. // 2-я международная научно-техническая конференция «Энергетика, экология, энергосбережения, транспорт»: труды. Тобольск, 2004. С. 145-148.

2. Оценка режима работы и износа изоляции силовых трансформаторов / Дмитриев С.А., Кокии С.Е., Мошинский О.Б., Пыжьянова H.H. // Вестник УГТУ-УПИ - Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2004. №12 (42). С. 397-399.

3. Оценка работоспособности силовых трансформаторов с учетом схем-но-режимных параметров / Дмитриев С.А., Кокин С.Е., Мошинский О.Б., Пыжьянова H.H. II Вестник УГТУ-УПИ. 2004. №12(64). С. 208-214.

4. Автоматизированный комплекс мониторинга системы электроснабжения / Дмитриев С.А., Кокин С.Е., Лысак С.А., Мошинский О.Б. Пыжьянова H.H. // VIII Всероссийское совещание-выставка по энергосбережению: труды. Екатеринбург: ООО «РИА «Энерго-Пресс», 2007.1 стр.

5. Development of the concept of electrosupply system of city / Kokin S.E., Mo-shinskiy O.B., Pygianova N.N. // «Energy saving technologies in scientific and technical development for industrial corporations». Universitet Dortmund, 1-st international Symposium, 2008. C. 54-55.

6. Стратегия технического перевооружения системы электроснабжения мегаполисов / Дмитриев С.А., Кокин С.Е., Мошинский О.Б. // Сб. докладов III международной научно- практической конференции «Энергосистема: управление, конкуренция, образование». Т.2. Екатеринбург, 13-16 октября, 2008 г. С. 30-32.

7. Методологические подходы к формированию концепции развития структуры электрических сетей крупных городов / Дмитриев С.А., Кокин С.Е., Лысак СЛ., Мошинский О.Б., Пыжьянова H.H. // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики: научно-технический и производственный журнал № 11-12/1 ноябрь-декабрь 2008.179 с. С. 89-93

8. Информационное обеспечение задач перспективного развития систем электроснабжения городов / Дмитриев С.А., Бартоломей П.И., Кокин С.Е., Лысак С.А., Пыжьянова H.H., Мошинский О.Б. // Вестник науки Костанайского социально-технического университета. Костанай: КСТУ, 2008. №1. С. 116-120

9. К расчету балансов и потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях / Кокии С.Е., Паздерин A.B., Мошииский О.Б., Шерстобитов Е.В. // «Промышленная Энергетика», 2009, № 9, С.32-37.

10. Оценка технико-экономического состояния системы электроснабжения мегаполисов /Дмитриев С.А., Кокин С.Е., Мошинский O.E.// В сб. докл. Всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергия: от получения и распределения до эффективного использования». Томск: ТПУ 2010.2 с.

11. Оценка технико-экономического состояния системы электроснабжения мегаполисов / Дмитриев С.А., Кокин С.Е., Мошинский O.E., Хальясмаа А.И. // В кн.: Электроэнергетика глазами молодёжи: научные труды всероссийской научно-технической конференции: сборник статей. В 2 т. Екатеринбург: УрФУ, 2010. Т. 2. 433 с. С. 260-265.

Работы [2,3,7,9] опубликованы в реферируемых изданиях ВАК.

ИД № 06263 от 12.11.2001 г.

Подписано в печать 10.09.2011 Бумага типографская Уч.-изд.л. 1,85

Плоская печать Тираж 120

Формат 60 х 84 1/16 Усл. печ.л. 1,39 Заказ Бесплатно

Редакционно-издательский отдел УрФУ 620002, Екатеринбург, ул. Мира, 19

Ризография НИЧ УрФУ 620002, Екатеринбург, ул. Мира, 19

УСЛОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ ПЕРЕВООРУЖЕНИЯ НА ПРИМЕРЕ ЕЭСК.

1.1. Анализ состояния системы электроснабжения города Екатеринбурга

1.2. Анализ нормативно-правовой базы.

1.3. Существующие тенденции в формировании стратегии технического перевооружения.

1.4. Постановка задачи, формирования стратегии технического перевооружения в условиях электросетевого комплекса.

1.5. Выводы.

ГЛАВА 2. КОНЦЕПЦИЯ «МОДЕЛИ ОЦЕНКИ ОБЪЕКТОВ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ МЕГАПОЛИСА».

2.1. Информация и принципы ее организации.

2.2. Информационная среда электросетевого предприятия.

2.3. Постановка задачи формирования модели.

2.4. Анализ свойств и структуры отображения системы электроснабжения

2.5. Методы исследования состояния системы электроснабжения.

2.6. Выводы.

ГЛАВА 3. СОСТАВЛЕНИЕ МОДЕЛИ ОЦЕНКИ ОБЪЕКТОВ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ МЕГАПОЛИСА.

3.1. Разработка модели эволюционного развития на основе индикативного анализа.

3.2. Технический блок.

3.3. Эксплуатационный блок.

3.4. Финансово-экономический блок.

3.5. Блок энергосбережения и эффективности.

3.6. Экологический блок.

3.7. Выявление перспективных состояний объектов системы электроснабжения и разработка программы необходимого перевооружения и модернизации.

3.8. Выводы.

ГЛАВА 4. РЕАЛИЗАЦИЯ И ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ РАСЧЕТЫ.

4.1. Анализ и обработка исходной информации.

4.2. Расчет индикативных показателей.

4.3. Анализ состояния СЭС.

4.4. Поиск путей достижения нормального состояния СЭС в условиях финансовых ограничений.

4.5. Выводы.

Система электроснабжения (СЭС) крупных городов имеет иерархическую многоуровневую и многослойную структуру. СЭС охватывает всех потребителей города, включая коммунально-бытовой сектор, промышленные предприятия, электрифицированный транспорт всех видов и т.д. Сложный характер организации * СЭС требует адекватного уровня управления этой системой. По мере развития СЭС система управления электросетевым предприятием крупного города ( также становится многоуровневой и распределенной по функциональным и иерархическим признакам. Оптимальное построение системы управления электросетевым предприятием мегаполиса, правильное определение ее структуры, формирование функций управленческих подразделений и механизмов их взаимодействия является сложной задачей. От степени организации системы администрирования зависит достижение конечной цели: надежное обеспечение потребителей электроэнергией в необходимом объеме и с требуемым качеством.

Необходимо выделять два' основных вида управления административно-хозяйственное и техническое. Административно-хозяйственное управление включает финансово-экономическое, бухгалтерское и кадровое управление. Хозяйственной род деятельности неразрывно связан с такими видами технического управления, как развитие и строительство (ввод нового оборудования), технологическое диспетчирование, управление ремонтами и организация учета транспортируемых объемов электроэнергии1. Высокие темпы роста электропотребления мегаполисов и динамичное развитие СЭС усложнило задачу управления. Кроме того, в течение последних лет все больше ускоряются темпы появления на рынке нового технологического оборудования, обновления материально-технической базы.

Современное оборудование обладает лучшими техническими и эксплуатационными характеристиками. Элегазовые силовые выключатели, рекомендованные в настоящее время к применению на распределительных устройствах (РУ) высокого и сверхвысокого напряжения, имеют высокие показатели надежности - 4 отказа на 10 тысяч выключателей в год. Такие выключатели не требуют технического обслуживания в течение десяти лет или до 10 тысяч циклов включения-отключения номинального тока, а также до 40 отключений номинального тока короткого замыкания (КЗ). Кроме того, в таких выключателях в течение всего срока эксплуатации не требуется обслуживать дугогасительные камеры. Устаревшие модели масляных выключателей позволяют выполнять до 150 операций включения и отключения;номинальноготока и до12*операций коммутации номинального тока КЗ. Гарантийный срок эксплуатации масляных выключателей.составляет 2 года с момента ввода в эксплуатацию. Современные коммутационные аппараты практически не требуют затрат на техническое обслуживание и ремонт, тогда как поддержание технически, исправного состояния устаревших и выработавших свой ресурс выключателей требует финансовых и трудовых затрат и не увеличивает уровень надежности СЭС.

Уровень надежности электрооборудования и, соответственно, системы электроснабжения зависит не только от качества изготовления и технического совершенства, но и от системы технического обслуживания и ремонта (ТОР). В настоящее время; в соответствии с требованиями нормативно-технической документации, применятся система планово-предупредительных ремонтов (ППР). Основным технико-экономическим критерием, заложенным в систему ППР, является минимум простоев оборудования; который достигается при жесткой регламентации ремонтных циклов.

Проблема ППР заключается в том, что назначение профилактических работ выполняется регламентно, т.е. в соответствии с продолжительностью > эксплуатации, и не зависит от технического состояния оборудования.

Все выше перечисленное приводит к необходимости формирования нового вида управления, который можно охарактеризовать как управление технической политикой (УТП) электросетевого предприятия.

Цель УТП заключается, во-первых, в определении вектора развития СЭС, то есть в дефиниции оптимального распределения имеющихся финансовых средств между всеми расходными составляющими бюджета предприятия. Как известно финансовые ресурсы любого предприятия всегда ограничены и проблема их распределения неизменно актуальна. Поступающие на предприятие финансовые средства определяются транспортируемыми до потребителей объемами электроэнергии и тарифами ^ на транспорт для разных классов номинального напряжения. В процессе эксплуатации СЭС возникают задачи»поддержания ее внутренних элементов в надежном состоянии работоспособности. Это касается замены первичного и вторичного оборудования, имеющего высокую степень» моральной и физической изношенности. Данное оборудование может быть как первичным, например воздушные и кабельные линии электропередачи, силовое оборудование подстанций (трансформаторы, выключатели, разъединители и т.п.), так и вторичным (релейная защита и автоматика, системы учета электроэнергии, системы оперативного тока на подстанциях). Все это оборудование определяет степень работоспособности и надежности электроснабжения потребителей. При этом достаточно сложно расчетным путем определить степень влияния каждого отдельного компонента СЭС на результирующую надежность системы и невозможно оценить возможный

I ущерб для потребителей в зависимости от текущего уровня (не)надежности отдельных компонентов системы. В период кризиса 90-х годов прошлого века не выполнялось большинство требуемых ремонтных программ и к настоящему времени степень изношенности основных фондов остается достаточно высокой, несмотря на предпринятые усилия по их восстановлению. В этих условиях важным вопросом является выбор наиболее узких в смысле надежности мест в СЭС мегаполиса и планомерное повышение надежности всех остальных элементов системы.

Во-вторых. цель,УТП заключается в определении типов современного оборудования, которое должно заменять собой устаревшее. В последние годы существует большой выбор современного отечественного и импортного оборудования, используемого во всех сферах деятельности электросетевого предприятия. Уже отмечалось,, что некоторое оборудование, а в первую очередь коммутационные аппараты, имеет лучшие показатели по надежности и практически не нуждается в ремонтах' и обслуживании. Особенно существенный« прогресс наблюдается, в развитии вторичной аппаратуры,. используемой- в СЭС. Использование цифровых-микропроцессорных; терминалов открывает . возможности для автоматизированного и автоматического управления многими процессами. В настоящее время имеется ряд проблем, связанных с совместимостью первичного и вторичного оборудования' разных, фирм- производителей. Поэтому грамотное выстраивание технической политики в части перехода на современное оборудование весьма важная задача, которая осложняется двумя основными факторами. К первому можно отнести отсутствие опыта эксплуатации инновационного оборудования, а вторым можно считать оптимальное определение соотношения «цена-качество».

Таким образом, в части УТП имеется множество вопросов, которые требуют финансово-экономического обоснования для правильного принятия решений. Однако получить такое финансово-экономическое обоснование весьма затруднительно в связи со сложностью формирования строгой математической постановки задачи УТП. Сложность формулировки задачи УТП обусловлена как формированием целевой функции, для данной задачи, так и формированием самой математической модели объекта СЭС с позиций технического и экономического управления. Следует отметить, что задача УТП является многокритериальной. В условиях ограниченности финансовых ресурсов одним из главных критериев УТП является критерий экономичности, который для электросетевого предприятия сводится к минимальным затратам на передачу электроэнергии до потребителя. Данный критерий в первую очередь связан с минимизацией потерь электроэнергии при ее передаче и учете. Вторая составляющая экономического критерия связана с минимизацией эксплуатационных издержек. Другие критерии УТП обычно противоречат критерию экономичности. К одному из наиболее важных критериев можно отнести максимумжадежности или минимум ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям. Естественно, что для повышения надежности необходимо большее резервирование, более дорогостоящее оборудование и большие эксплуатационные и- ремонтные затраты. Критерий* надежности весьма сложно перевести в рублевый эквивалент, в связи с этим/при сопоставлении критерия экономичности и надежности возникают теоретические и практические сложности. Такие критерии УТП, как экологичность и минимум отчуждаемой внутри^ города территории, могут противоречить \л. критерию, экономичности и критерию надежности. Таким, образом, для задачи УТП весьма сложно сформировать единый критерий оптимизации. Сложность задачи дополнительно увеличивается необходимостью принимать решения во временном разрезе. Причем основные управленческие решения должны приниматься на основе прогнозной информации, степень точности и достоверности которой может быть весьма низкой. Учет динамических свойств модели и весьма слабо прогнозируемый «эффект последействия» еще больше усиливают степень ее неопределенности и слабую степень формализации. Тем. не менее, для адекватного принятия решений по УТП электросетевого предприятия нужна достаточно формализованная модель анализа текущих и будущих ситуаций, которая могла бы облегчить руководящему административно-техническому персоналу электросетевой компании процедуру принятия решений.

Отдельное место в УТП должны занимать вопросы развития и инвестирования в СЭС. Формирование электрических сетей (ЭС) города Екатеринбурга, так же как и других крупных городов, расположенных на территории Российской Федерации, до 90-х годов.было неразрывно связано с темпами ввода промышленных предприятий, жилищного и гражданского строительства. Сооружение энергообъектов производилось за счет средств государства (бюджета). В условиях плановой экономики, т.е. единой государственной собственности, построенные потребителем новые элементы сетей безвозмездно отчуждались в пользу энергоснабжающей организации. Такое отчуждение имело формальный характер. При. наличии государства как единого источника финансирования было безразлично, какая организация - потребитель или энергоснабжающее предприятие -будут выполнять работы по развитию и модернизации сетей, с последующей безвозмездной передачей построенных энергообъектов. Совершенно иная картина складывается в условиях* перехода, к рыночным отношениям, которые характеризуются разграничением собственности.

Необходимость переустройства СЭС городов в целом должна быть продиктована нуждами каждого конкретного потребителя, в зависимости от величины требуемой дополнительной или вновь вводимой мощности и установленных сроков ее ввода. В Екатеринбурге до 2006 года развитие распределительной сети велось частными застройщиками. В таких условиях энергоснабжающая организация была вынуждена разрабатывать решения краткосрочного характера без учета плана развития города, что привело к диспропорциональному развитию системы электроснабжения (СЭС) города. С разработкой общей концепции развития сетей и инвестиционной программы появились общие принципы формирования технической политики, направленные на комплексное решение задач по строительству и реконструкции объектов электроэнергетики.

При постоянном спросе на электроэнергию (среднее увеличение за последние десять лет составило 4% в год см. табл. 1) отмечается отставание по вводу новых мощностей, а также сокращение объемов работ по реконструкции и техническому, перевооружению сетей электроснабжающих организаций:

Таблица 1-Фактическая и прогнозируемая нагрузка города Екатеринбурга

Год Уровень электрических нагрузок города-Екатеринбурга, МВт Рост нагрузок, о.е.

2002 922 1

2005 1090 1,18

2010 1300 1,41

2015 1590 1,725

2025 2100 2,277

В: настоящее время высокая загрузка основного электрооборудования не позволяет выполнить подключение дополнительных потребителей. Кроме того, его перегрузка в ремонтных и? аварийных режимах приводит к ускоренному старению изоляции и к выходу оборудования из строя.

Все вышеперечисленное требует поиска новых технических решений для определения принципов построения сетей.

Целью диссертационного! исследования является разработка модели развития системы электроснабжения крупных городов в зависимости от энергетической конъюнктуры, социально-экономического состояния и других возможных факторов. Разработка методики4 оценки технического состояния основных фондов (силового оборудования) необходима как для инъекционного воздействия на систему электроснабжения; так и для комплексной реконструкции существующих и строительства новых объектов электроэнергетики.

Объектом исследования является электрическая сеть как сложная 1М-мерная система, предназначенная для передачи и распределения электроэнергии с надлежащим качеством.

С одной стороны, разветвленные системы электроснабжения города характеризуются совместным использованием всеми потребителями сетей различных классов напряжения (6-10-35-110-220 кВ). Применение того или иного класса определяется при техническом обосновании и с учетом экономической целесообразности.

С другой стороны, каждый сегмент ЭС обладает определенным уровнем управления. Это обусловлено тем, что произвольный фрагмент электрической; сети имеет в* распоряжении* собственный1 набор доступной информации. Операционные технологические решения принимаются исходя из полноты и достоверности информации об объекте - фрагменте ЭС.

Комплексная организация системы электроснабжения значительно усложняет анализ ее текущего состояния, приводит к необходимости рассмотрения единой системы электроснабжения как набора связных подсистем, участвующих в едином технологическом процессе. Такое деление может быть выполнено по классам напряжения и образует многоуровневость системы (множество уровней ми). Кроме того, целесообразно выделение уровней управления системой электроснабжения, что формирует многослойность СЭС.

В таком случае система, «продольно» и «поперечно» делится на фрагменты, которые обладают едиными уровнями напряжения и набором операционных воздействий Возможность реализации мониторинга и диагностики таких объектов значительно упрощается и достигается благодаря однородности свойств и снижению размерности при анализе функциональных характеристик электрической сети.

Оценка технического состояния электрооборудования и даже ЭС в целом не дает полной картины той ситуации, в которой находятся объекты исследования. В диссертационной работе упор сделан на динамику процессов, влияющих на работоспособность, надежность и безотказное функционирование системы электроснабжения. На каждый элемент ЭС одновременно оказывает воздействие множество факторов. Следует отметить, что некоторые из них имеют латентный характер. Степень влияния таких факторов неоднозначна и может быть установлена при сопоставлении с реальными замеренными величинами.

Работа посвящена моделированию системы оценки технического состояния СЭС на базе многоуровневого подхода. Система, электроснабжения^ моделируется на^ основе графовой структуры, которая обеспечивает связность ее объектов, как топологическую, так и режимно-технологическую. Оценка состояния-объекта СЭС формируется в зависимости от занимаемого им иерархического уровня, который определяется его сущностью: внутренней структурой и множеством субобъектов.

Немаловажным аспектом формирования оценки являются избыточность и степень достоверности первичной информации об объекте, непосредственно влияющие на точность и полноту итогового результата.

Определение перспективного состояния, а также эффективности какого-либо воздействия на систему электроснабжения осуществляется на основе ретроспективной информации путем экстраполяции.

Научная новизна

Основные результаты, полученные в ходе выполнения работы, содержат следующие элементы научной новизны:

• Предложены принципы формирования модели информационного описания системы электроснабжения крупного города, использующие в качестве основы полносвязанную структуру и Л/-мерное представление (графоаналитическая многоуровневая концепция);

• Сформулирован подход к оценке и ранжированию функционального состояния отдельных элементов электрической сети, сочетающий опыт специалистов (экспертов) и технико-экономический анализ характеристик оборудования;

• Осуществлена адаптация метода индикативного анализа, позволяющего выполнить функциональную оценку состояния объектов СЭС;

• Предложен комплексный подход к определению первоочередных мер для поддержания и усовершенствования технического состояния СЭС с учетом влияния факторов, обусловленных различными« причинами.

Практическая ценность работы. Разработанные методы и созданные на их основе программы представляют интерес как для электросетевых компаний - для анализа текущего состояния распределительных сетей и определения инновационных решений, так и для проектных организаций -для решения вопросов развития районов электрических сетей, модернизации и перевооружения подстанций.

Апробация работы. Разработанная модель оценки функционального состояния системы электроснабжения прошла апробацию в Екатеринбургской электросетевой компании (ЕЭСК) и была использована при разработке ее инвестиционной программы.

Система используется для определения резерва мощности и термического износа изоляции силовых трансформаторов на основе данных телеметрии, эксплуатационных, финансово-экономических и других показателей. На базе модуля оценивания технического состояния электрооборудования был проведен мониторинг девяти подстанций ЕЭСК, которые обеспечивают электроснабжение трех районов мегаполиса, и выработаны рекомендации по их реконструкции и развитию. Программное обеспечение, интегрированное в разработанный на кафедре АЭС УрФУ программный комплекс Most, позволяет автоматизировать расчеты оценки технического состояния электрооборудования и повысить качество управленческих решений на предпроектном этапе, связанном с ремонтом и заменой оборудования, реконструкцией подстанций и вводом новых энергообъектов.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались: на научно-технической конференции «Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт», Тобольск, 2004; II Всероссийской научно-технической конференции^ «Энергосистема: управление, качество»; Екатеринбург, 2004; региональном? семинаре ОДУ Урала и кафедры «Автоматизированные электрические системы», Екатеринбург, 2005; 8-й региональной научно-практической конференции «Энергосберегающая техника, и^ технологии», Екатеринбург, 2005; научно-практических конференциях с международным участием «Энергетика и электротехника», Екатеринбург, 2005 - 2006 и др.; «Energy saving technologies in scientific and technical? development for industrial corporations», Дортмунд; 2008; III международной i научно-практической конференции? «Энергосистема: управление, конкуренция, образование», Екатеринбург, 2008; Всероссийской научно-технической конференции; «Электроэнергия: от получения и распределения* до эффективного использования», Томск, 2010; Всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодёжи», Екатеринбург, 2010.

Публикации. Основные положения диссертации отражены в 11 работах [46-56] (в том числе 4 работы в реферируемых изданиях ВАК).

4.5. Выводы

Система управления технической политикой должна быть направлена на поддержание необходимого уровня работоспособности СЭС и ее развитие. Кроме того, УТП должно быть ориентировано на оптимальное распределение ресурсов сетевого предприятия. Для этого необходимо идентифицировать объекты с низкими показателями работоспособности и оказать воздействие; снижающее показатель аварийности.

Предложенный подход позволяет оценить объект произвольной структуры с учетом топологической связности элементов электрической сети.

Предложенная в работе комплексная4 система' диагностики? СЭС и, поддержки принятия решения» позволяет определить вектор оптимального развития сетей и систем. УПТ формируется на основе текущего состояния СЭС и ее объектов с учетом тенденций видоизменений их состояния в перспективе. Расчетный пример иллюстрирует эффективность комплексной^ системы, примененной к действующей СЭС в условиях неполноты и недостоверности исходной информации. Следует отметить, что полученные результаты соответствуют экспертным оценкам специалистов Екатеринбургской электросетевой компании. I

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Анализ текущего состояния СЭС города Екатеринбурга показал необходимость формирования нового вида управления - управление технической политикой электросетевого предприятия. Решения о модернизации и техническом перевооружении должно разрабатываться с учетом оптимального плана развития СЭС. Комплекс мероприятий выбирается не только из множества доступных подходов в соответствии с действующими рекомендациями, но и с учетом множества ограничений нормативного, правового и финансового характера.

Таким образом, в части УТП имеется множество вопросов, которые требуют финансово-экономического обоснования для*правильного принятия решений. Однако получить такое финансово-экономическое обоснование весьма затруднительное в связи* со* сложностью формирования строгой математической-постановки задачи УТП. Сложность формулировки задачи УТП связана как с формированием целевой функции для данной задачи, так и с формированием самой математической* модели-объекта СЭС с позиций технического и экономического управления. Следует отметить, что задача УТП является многокритериальной. В условиях ограниченности финансовых ресурсов одним из главных критериев УТП является критерий экономичности, который для электросетевого предприятия сводится к минимальным затратам на передачу электроэнергии до потребителя. Данный критерий в первую очередь связан с минимизацией потерь электроэнергии* при ее передаче и учете. Вторая составляющая экономического критерия связана с минимизацией эксплуатационных издержек. Другие критерии УТП обычно противоречат критерию экономичности. К одному из наиболее важных критериев можно отнести надежность электроснабжения потребителей или минимум ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям.

Возможности информационно-измерительных средств, имеющихся в распоряжении электросетевой компании, в состоянии обеспечить решение задач мониторинга системы электроснабжения. Оценка технического состояния возможна при условии создания информационной графовой надстройки, отражающей топологическую связность объектов системы. Следует отметить, что не только отсутствует структура сети в виде графа, но и информация, которая содержится в информационных комплексах, не является полной и достоверной. Зачастую поля данных остаются пустыми.

Оценка влияния произвольного набора факторов на систему электроснабжения и ее объекты в частности может быть выполнена на основе индикативного анализа. Данный подход не предъявляет строгих требований, так как не учитывает внутренние взаимосвязи>межу факторами, влияющими на систему электроснабжения. Между тем он учитывает влияние различных сфер (технической, экономической; экологической и. т.д.) на> объект исследования:. Метод индикативного анализа, адаптированный к решению задач оценки технического состояния СЭС, позволяет определить состояние работоспособности любого объекта электрической сети по той информации, которая имеется< в< наличии: Использование балльных пороговых оценок позволяет определить степень аварийности (работоспособности) состояния объекта, как текущего, так и перспективного. Оценка формируется вне зависимости от объема*информации, а также от ее достоверности, во многом определяющей итоговый результат.

В диссертационной работе предложена система индикаторов для ряда элементарных объектов системы электроснабжения - основного оборудования (трансформаторов, силовых выключателей, трансформаторов тока и напряжения, ЛЭП). Введение графовой структуры электрической сети позволило реализовать оценку таких комплексных объектов как РУ, ПС, РЭС и СЭС на базе оценочных характеристик элементарных объектов, которые являются их неотъемлемыми частями. Такой подход не требует разработки дополнительных показателей для сложных объектов.

Система оценки масштабируема, дополнительно в нее можно включить не только первичное оборудование, но и вторичное, например, АИИС КУЭ, ТМ, РЗиА, для которых потребуется разработка индивидуальных индикативных показателей, отражающих их состояние в каждой сфере. В том случае, если поведение объекта невозможно оценить по какому-либо индикатору или в какой-либо сфере, оценка принимается с нулевым значением. Благодаря введенной балльной шкале состояний такая оценка не оказывает значительного влияния на обобщенный результат.

Разработанная^система оценки эффективности принимаемых.решений позволяет сформировать группу первоочередных мероприятий с учетом различных ограничений, например, финансовых и< технических. Следует отметить, что, данная технология показала высокую эффективность в поиске оптимального решения. Критерием оптимума является индикативный показатель перспективного состояния объекта исследования:

Система управления технической! политикой должна быть направлена на поддержание необходимого уровня работоспособности СЭС и ее развитие. Кроме того, УТП должно быть ориентировано на оптимальное распределение ресурсов сетевого предприятия.

Предложенная в работе комплексная система диагностики, анализа и оценки СЭС позволяет определить вектор оптимального развития сетей и систем. Оптимальное развитие возможно на базе формализованной оценки. УТП формируется на основе текущего состояния СЭС и ее объектов с учетом тенденций видоизменения их состояния в перспективе. Расчетный пример иллюстрирует эффективность комплексной системы, примененной к действующей СЭС в условиях неполноты и недостоверности^ исходной информации.

1. Правила устройства электроустановок // Минэнерго России. 7-е изд., перераб. и доп. М.: Энергосервис, 2006, 648 е.: ил.

2. Электротехнический справочник: В 4 т. Т. 3. Производство, передача и распределение электрической энергии / Под общ. ред. профессоров МЭИ Герасимова В. Г. и др. //9-е изд. стер: М.: Издательство МЭИ, 2004, 946 с.

3. ГОСТ 13109-97. Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения. М.: Изд-во стандартов. Введ. 01.01.1988.

4. ГОСТ 14209-97. Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов. М:: Изд-во стандартов. Введ.,01.01.2002.

5. СП 31-110-2003. Проектирование и. монтаж электроустановок жилых и общественных зданий; Взамен: ВСН 59-88 Электрооборудование жилых и общественных зданий: Нормы проектирования; ФГУП ЦПП 2004.

6. ЦИРКУЛЯР №Ц-02-98(Э) Проверка кабелей на невозгорание при воздействии тока короткого замыкания / РАО ЕЭС РОССИИ Департамент стратегии развития^,научно-технической;политики: Введ-16:03198:

7. РД 34:201185г94 Инструкция по проектированию городских электрических сетей? / Акимкин А.Ф., Антипов К.М., Лордкипанидзе В.Д., Файбисович Д.Л; // Энергоатомиздат. Введ. 01.01.1995.

8. Концепция технической политики ОАО РАО «ЕЭС РОССИИ» на период до 2009 года. М: ОАО РАО «ЕЭС России», 2005 г.

9. Ершевич; В.В. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Ершевич В.В., Зейлигер А.Н., Илларионов Г.А. и др.; Под ред. Рокотяна С.С. и Шапиро И.М. // 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1985, 352 с.

10. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций / Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. // Справочные данные для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов. 4-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1989, 608 с.

11. Васильев, A.A. Электрическая часть станций и подстанций: Учеб. для вузов/ Васильев A.A., Крючков И.П., Наяшкова Е.Ф. и др.; Под ред. Васильева A.A. // 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1990, 57бс.: ил.

12. Усов, С.В. Электрическая часть электростанций : Учеб. для вузов / Под ред. Усова С.В. // 2-е изд., перераб. и-доп. Л.: Энергоатомиздат, 1987, 616 е.: ил.

13. Kirsi Nousiainen The Temperature Monitoring Of Distribution Transformers/ Kirsi Nousiainen, Pekka Verho, Jouni Pylvänäinen // Tampere University of Technology. TESLA Interim report, 2001.

14. William H. Analysis of Transformer Failures / William H., Bartley P.E. // The Hartford Steam Boiler Inspection & Insurance Co. International Association of Engineering Insurers 36th Annual Conference. Stockholm, 2003.

15. Seitlinger W. Application of a. Ttransformer Online' Monitoring and Loadability Modelling / Seitlinger W., Ferstl M. G., Buchgrabner P.G. // VA TECH Substation Equipment Diagnostic Conference, 2001.

16. PowerGraf: An Educational Software Package for Power System and Dising / Max D. A., Senior Member, IEEE. // IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 13, No. 4, November 1998.

17. Кристофидес, H. Теория Графов. Алгоритмический подход / Кристофидес Н. // М: «Мир», 1975. (Graph Theory an algorithmic approach.

18. Nicos Christofides, Management Sciense Imperial Collage London / ACADEMIC PRESS New York London San Francisco, 1975).

19. Гасанов, Э. Э. Теория хранения и поиска информации/ Гасанов Э. Э., Кудрявцев В. Б. //. М.: ФИЗМАТЛИТ, 2002, 288 с. ISBN 5-9221-0235-4.

20. ГОСТ 30323-95 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета электродинамического и термического действия тока короткого замыкания. М.: Изд-во стандартов. Введ. 01.01.1994.

21. Арсеньев, Ю.Н. Принятие решений. Интегрированные интеллектуальные системы/ Арсеньев Ю.Н., Шелобаев С.И., Давыдова Т.Ю. // М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2003, 270 с.

22. Малышев, Н.Г. Нечеткие модели' для экспертных систем в САПР / Малышев Н.Г., Берштейн Л.С., Боженюк А.В. // М.: Энергоатомиздат, 1991, 136 с.

23. R. Н. Khwaja, The Effect Of High Temperature On Partial Discharges In.Oil-impregnated Insulation / R. H. Khwaja ec. Al // School of Electrical Engineering and Telecommunications & The University of New South Wales, Australia.

24. ГОСТ 11677-85 Трансформаторы силовые. Общие технические условия (с изменениями N 1, 2, 3, 4) Постановление Госстандарта СССР от 24.09.1985 N 3005// М.: Изд-во стандартов.

25. Козлов, В.А. Справочник по проектированию электроснабжения городов / Козлов В.А., Билик Н.И., Файбисович Д.Л. // 2-е изд. перераб. и доп. Энергоатомиздат. Ленинград, отд-ние. 1986. 256 е.: ил.

26. Соскин, Э.А. Автоматизация управления промышленным энергоснабжением' / Соскин Э.А., Киреева Э.А. // М.: Энергоатомиздат, 1990.384 е.: ил.

27. Гельтман, Г.А. Автоматизированные системы управления энергоснабжением промышленных предприятий / Гельтман Г.А. // М.: Энергоатомиздат, 1984.256 с.:ил.

28. Пояснительная записка к перспективному плану развития Свердловских городских электрических сетей до 2005 года // Екатеринбург, 2000. 55с.

29. Разработка схемы развития электрических сетей 110-220 кВ города Екатеринбурга с учетом распределения электрических нагрузок по районам города на этапы 2010 и 2015 гг.// Екатеринбург: Инженерный центр энергетики Урала, 2006 г.

30. Развитие электрических сетей 110-220 кВ города Екатеринбурга и прилегающих районов на период до 2010-2025// гг. Екатеринбург: Инженерный центр энергетики Урала, 2006 г.

31. Квартальные отчеты ОАО «ЕЭСК» 2003 2008 // Режим доступа: http://eesk.ru 01.02.2008.

32. Информационные сообщения ОАО'«ЕЭСК» 2006-20087/ Режим доступа: http://eesk.ru 01.02.2008.,

33. Артемьев, В.И. Обзор способов и средств построения информационных приложений / Артемьев В.И.// «Открытые системы», 1996, 40 с.

34. Codd, E.F. A RelationModel of Data for Large SharedDataBanks / CoddE.F. // Comm. ACM 13, no. 6, ACM, New York, London, Amsterdam, June 1970, 377387 cc.

35. Codd E.F. Recent Investigation in Relation Data-Base Systems / Codd E.F. // Information Processing'74, North-Holland, Amsterdam, 19741

36. Information Management System Virtual Storage (IMS/VS), General Information Manual GH20-1260, IBM, White Plains, New York, 1974.

37. Информационные системы общего назначения. M.: Статистика, 1975.

38. CODASYL Systems Committee, Feature Analysis of Generalized Data Base Management Systems // New York: ASM, Mar., 1976.

39. Atkinson, M. The Object-Oriented Database System Manifesto / Atkinson M., Bancilhon F., DeWitt D., Dittrich K., Maier D., Zdonic S. // Proc. 1st DOOD, Kyoto 1989.

40. Кокин, C.E. Алгоритмизация задач энергетических объектов. Схемы, графы, алгоритмы/ Кокин С.Е. // Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2002, 50 с.

41. Дмитриев, С.А. Формы хранения схем в задаче мониторинга сети 0,4 кВ / Дмитриев С.А., Кокин С.Е., Лысак С.А. // В кн.: Материалы научно-практической конференции «Энергоснабжающие техника и технологии». Екатеринбург: 2003.

42. Дале В.А. Динамические методы анализа развития сетей энергосистем /Дале В.А., Кришан З.П., Паэгле О.Г.// Рига: Зинатне, 1979. 260 с.

43. Дмитриев, С.А. Оценка режима работы и износа силового трансформатора / Дмитриев С.А., Кокин С.Е. // В кн. Вестник УГТУ-УПИ, Научные труды VI отчетной конференции молодых ученых. Ч 1. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2004; 445 с.

44. Оценка режима работы и износа изоляции силовых трансформаторов / Дмитриев С.А., Кокин С.Е., Мошинский О.Б., Пыжьянова H.H. // Вестник УГТУ-УПИ Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2004. №12 (42). С. 397-399.

45. Оценка работоспособности силовых трансформаторов с учетом схемно-режимных параметров / Дмитриев С.А., Кокин С.Е., Мошинский О.Б., Пыжьянова H.H. // ВестникУГТУ-УПИ: 2004. №12(64). С. 208-214.

46. Информационное обеспечение задач перспективного развития систем электроснабжения городов / Дмитриев С.А., Бартоломей П.И., Кокин С.Е.,

47. Лысак С.А., Пыжьянова H.H., Мошинский О.Б. // Вестник науки Костанайскогосоциально-технического университета. Костанай: КСТУ, 2008. №1. С. 116-120

48. К расчету балансов и потерь электроэнергии в распределительныхэлектрических сетях / Кокин С.Е., Паздерин A.B., Мошинский О.Б., Шерстобитов Е.В. // «Промышленная Энергетика», 2009, № 9, С.32-37.

49. Дмитриев, С.А. Мониторинг системы электроснабжения мегаполиса на основе объектно-ориентированной графовой' модели / Дмитриев С.А. // Екатеринбург, УГТУ-УПИ, 2007,174 с.

50. Форд, Л. Р. Потоки в сетях / Форд Л. Р., Фалкерсон Д. Р. // М.: Изу. «Мир» 1966, 276 с.

51. Гольдштейн, В.Г. Факторный анализ физических воздействий на силовые трансформаторы в процессе их эксплуатации / Гольдштейн В.Г., Складчиков A.A.// Самара: СамГТУ, 2007

52. Чернухин, A.A. Затраты на высоковольтные сети при сооружении электрических станций большой мощности / Чернухин A.A., Кашковский И.К. // Изд. вузов. N29. Энергетика, 1960.

53. Кендалл, М.Дж Многомерный статистический анализ и временныеij, ряды / Кендалл М.Дж., Стьюарт А. // М.: Наука, 1976.м

54. Арзамасцев, Д.А. Модели и методы оптимизации развития' энергосистем / Арзамасцев Д.А., Липес A.B., Мызин А .Л.// Свердловск:. УПИ им. С.М. Кирова, 1976, с. 148.

55. СНиП 2.07.01-89 Планировка и застройка городских и сельских поселений.

56. Маркс, К. Капитал / Маркс, К. Энгельс Ф. //, т. 1, , Соч., 2 изд., т. 24, с. 193.

57. Положение о технической политике ОАО «ЕЭСК» в распределительном-электросетевом комплексе // Екатеринбург: ОАО «ЕЭСК», 2007.

58. Положение о технической политике ОАО «МРСК Урала» в распределительном электросетевом^ комплексе. Екатеринбург: ОАО «МРСК Урала», 2008.

59. Г. Боков Техническое перевооружение- российских электрических сетей. / Г. Боков // Новости электротехники 1(49), 2008 // Режим доступа: rhttp://www.news.elteh.ru/arh/2002/14/03.phpl

60. РД 153-34.0-03.150-00 Межотраслевые нормы по охране труда (правила-безопасности) при эксплуатации электроустановок.

61. Правила технической эксплуатации станций w сетей Российской Федерации. 2003 г.

62. РД 153-34.0-21.601-98 Типовая инструкция по технической эксплуатации производственных зданий и сооружений энергопредприятий.

63. РД-153-34.0-03301-00 Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий.

64. РД 34.45-51300-97 Объемы и нормы испытаний электрооборудования.

65. СО 34.04.181-2003 Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений и сетей.

66. Антонов, A.B. Системный анализ: Учеб. для вузов/ Антонов A.B. // 3-е изд., стер. М.: Высш. шк., 2008, 454 е.: ил.

67. Бартоломей; П.И. Решение комплексной задачи распределения электроэнергии в энергосистеме / Бартоломей П.И!., Егоров А.О^, Машалов Е.В., Паздерин A.B. // Электричество, № 2. 2007, с.8-13.

68. Бартоломей, П.И. Наблюдаемость распределения потоков электрической энергии в сетях / Бартоломей П.И., Паздерин A.B. // Известия Вузов. Проблемы энергетики, № 9-10. 2004, с. 24-33.

69. Паздерин, A.B. Способы повышения достоверности измерительной информации систем учета электрической энергии/ Паздерин A.B. // Известия Вузов. Проблемы энергетики. № 11-12. 2004, с. 79-87.

70. Зайцев, В.А. Расчеты балансов и потерь электроэнергии при проведении энергетических обследований сетевых предприятий ОАО «Тюменьэнерго» / Паздерин A.B., Зайцев В.А., Рунков В.А. и др.// Энергетик № 2. 2006, с. 18-21.

71. Паздерин, A.B. Расчет технических потерь электроэнергии на основе решения задачи энергораспределения / Паздерин A.B. // Электрические станции. № 12. 2004, с. 44-49.

72. Паздерин, A.B. Локализация коммерческих потерь электроэнергии на основе решения задачи энергораспределения / Паздерин A.B. // Промышленная энергетика. № 9. 2004, с. 6-20.

73. Паздерин, A.B. Идентификация метрологических характеристик измерения электроэнергии расчетным методом / Паздерин A.B. // Вестник УГТУ-УПИ. № 12, 2004, с. 439-444.