Технико-технологические риски развития и функционирования энергосистем России. Возможности мониторинга и управления. Фишов Александр Георгиевич д.т.н., зав. кафедрой электроэнергетических систем НГТУ, консультант СО-ЦДУ

Структура доклада и основные тезисы Базовые понятия Особенности ТУ электроэнергетики и их эксплуатации Технические риски. Примеры, оценки Обзор и особенности технико- технологических рисков в России Необходимость, особенности и возможности мониторинга технико-технологических рисков Об управлении рисками Необходима понятийная гармонизация языка технических специалистов и менеджеров. Технические риски накапливаются. Волна ожидается в течении 10 лет. Имеются существенно особенные технико-технологические риски в России, связанные с нарушением энергоснабжения. Мониторинг технико-технологических рисков необходим как средство управления и решения языковой проблемы взаимодействия менеджеров и технических специалистов. Необходимо снижение зависимости безопасности человека и оборудования от бесперебойности централизованного энергоснабжения

Базовые понятия Риск – возможность не достижения целей (фактор управления). Риск технический – возможность потери адекватности ТУ условиям его применения. (RTN). (Риск бесполезности и опасности применения). Риск технологический – возможность неэффективного использования ТУ. (RTL). (Риск технологических ошибок). Мониторинг – наблюдение объекта и оценка рисков в темпе процесса

Жизненный цикл технических устройств

Координатная система технических рисков

Изменения ТУ в процессе эксплуатации

Пример неадекватности электрической сети а) изменения нагрузки трансформаторов 110/35 кВ в) изменение нагрузки трансформаторов 10 кВ

Воспроизводство ОФ при равномерном вводе мощностей (идеализация) Средний срок службы лет, с учетом продлений лет. Всего введенных мощностей 200 тыс. МВт Стоимость воспроизводства ген. мощн. (при 1000$/кВт) 200 млрд. дол. Стоимость с учетом электрических и тепловых сетей 400 млрд. дол. Стоимость годовых воспроизводимых мощностей 400/50=8 млрд.дол.

Волна воспроизводства ОФ с учетом фактического графика ввода мощностей Средний износ ОФ в 2005 году 50% Средний срок службы лет, с учетом продлений лет. Всего введенных мощностей 200 тыс. МВт Стоимость воспроизводства ген. мощн. (при 1000$/кВт) 200 млрд. дол. Стоимость с учетом электрических и тепловых сетей 400 млрд. дол. Стоимость годовых воспроизводимых мощностей в годах 400/50 / 4 = 2 млрд.дол. /год в /50 = 8 млрд.дол. /год в /50х2 = 16 млрд.дол. /год в /50х1.5= 12 млрд.дол. /год

Обзор факторов риска Мета уровень Неадекватность спросу Высокий физический и моральный износ ОФ Недостаточная наблюдаемость и управляемость процессов Недостаточная компетенция персонала Некорректность моделей объекта при принятии решений Наиболее существенные факторы первого приближения Балансовая неадекватность генерации, высокая доля нерегулируемой генерации в европейской части Повышенные аварийность и простои изношенного оборудования Балансовая неадекватность электрической сети по активной мощности (множество связанных сечений с недостаточной пропускной способностью) Балансовая неадекватность электрической сети 330 кВ и выше по реактивной мощности (недостаточность и плохая управляемость средств компенсации реактивной мощности ) Недостаточная наблюдаемость режимов распределительных электрических сетей (110 кВ и ниже) Неадекватность распределительных сетей пропуску электроэнергии Недостаточная противоаварийная управляемость режима по активной мощности Недостаточность обратных связей (мониторинга надежности, готовности и участия в управлении) Чрезмерная зависимость жизнеобеспечивающих и опасных производств от бесперебойности электроснабжения Нечеткая ответственность

Особенности рисков нарушений электроснабжения в России. Управление Связанность тепло и электроснабжения Ограниченность замещения теплоснабжения и электроснабжения для обогрева Экстремальность холодов и их непредсказуемость Недостаточность локальных средств резервирования жизнеобеспечения и систем безопасного завершения технологических процессов Нераспределенность ответственности за безопасность при нарушениях Снижение степени зависимости жизнеобеспечения от централизованного энергоснабжения: Подготовка ТР по безопасности при нарушениях энергоснабжения. Развитие и применение локальных (резервных) источников. Применение систем безопасного завершения ТП. Заблаговременная разработка планов действий и создание штабов по действиям в чрезвычайных ситуациях. Создание систем мониторинга рисков и заблаговременного предупреждения об угрозах. Распространение знаний об индивидуальных и групповых действиях, способах выживания в экстремальных условиях.

Необходимость мониторинга RTN и RTL обусловлена Старением оборудования Нарушением преемственности эксплуатации при смене поколений (не передача опыта) Повышением адресности ответственности Изменением режимов выработки и передачи электроэнергии Осуществлением энергоснабжения регионов множеством субъектов Усложнением технических устройств и технологий Рассогласованием динамик реформирования, переработки нормативно-технической базы проектирования и эксплуатации энергообъектов, подготовки и переподготовки кадров.

Оценка RTN и RTL. Проблема языка Разделение специалистов Менеджер не бывший диагност (т. специалист) Т.специалист не бывший менеджер

Модель мониторинга 1. Группа А (Топливообеспечение) А1. Рассогласование (дефицит) реальных и планово- нормативных запасов топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) (угля, мазута). А2. Текущие и возможные будущие недопоставки газа, мазута. АЗ. Текущие и возможные будущие недопоставки угля. 2. Группа В (Состояние основных фондов ТЭК) 2.1. Источники тепловой и электрической энергий. В11. Соотношение максимума нагрузки и располагаемой мощности. В12. Коэффициент готовности несения нагрузки. В13. Остаточный эксплуатационный ресурс оборудования. В14. Соотношение выработки и восстановления эксплуатационного ресурса. В15. Соотношение удельных эксплуатационных затрат со среднерегиональным уровнем. В 16. Соотношение уровня вредных выбросов со среднерегиональным. 2.2 Теплосети. В21. Соотношение пропускной способности и максимума нагрузки. В22. Коэффициент локализации аварий в распределительных сетях (наличие и состояние запорной аппаратуры). В23. Остаточный эксплуатационный ресурс теплосети (трубопроводов, каналов, тепловых узлов, насосных). В24. Соотношение выработки и восстановления эксплуатационного ресурса. В25. Доля подпитки в циркуляции теплоносителя. В26. Доля теплопотерь в полезном отпуске. 2.3 Электросети В31. Соотношение пропускных способностей сетей и максимальных мощностей. В32. Коэффициент готовности несения нагрузки. В33. Остаточный эксплуатационный ресурс. В34. Соотношение выработки и восстановления эксплуатационного ресурса. В35. Соотношение удельных эксплуатационных затрат на пропуск энергии со среднерегиональным уровнем. В36. Доля потерь энергии в пропуске по сети.

Мониторинг RTN и RTL требования: Полнота охвата значимых процессов. Высокая степень их структурированности, обеспечивающая возможность целостного восприятия и понимания многомерного и разнородного явления. Многоуровневое представление происходящего с эффективным агрегированием и учетом взаимосвязей. Визуализация ситуации (Пример) для одного временного среза (D1)АВС а) нормальное состояние б) опасные состояния с) критические состояния А В С

Спасибо за внимание