Изложены основные положения авторской модели надежности электроэнергетических систем (ЭЭС) и их объединений (ЕЭС РФ, ОЭС), позволяющей аналитически определять основные показатели надежности работы ЭЭС в составе генерации (балансовая надежность) и магистральных электрических сетей (надежность передачи) с учетом дислокации генерирующих мощностей и электрических нагрузок, электрических режимов и надежности работы магистральных электрических сетей. Для расчетов электрических режимов работы магистральных сетей 750 – 220 кВ использован метод декомпозиции Стотта, предусматривающий упрощение матрицы Якоби с разделением ее на две независимые подсистемы P → δ и Q → U, основанные на слабой функциональной cвязи между Pи Uи между Qи δ.

При разработке модели большое внимание уделено вопросам повышения корректности в оценке статической и динамической устойчивости ЕЭС и учету этих факторов в процессе расчетов надежности магистральных электрических сетей для каждой из рассматриваемых аварийных ситуаций. Особое внимание уделено повышению точности оценки экономических потерь (ущербов национальной экономики) в различных условиях работы и восстановления ЕЭС: при работе с пониженной частотой, при срабатывании устройств автоматической частотной разгрузки (АЧР) и специальной автоматики отключения нагрузки (САОН), при внезапных отключениях потребителей, отключениях с предупреждением и плановых ограничениях электропотребления. При формировании состава потребителей, подлежащих ограничениям, вместо используемого в настоящее время пропорционального подхода для снижения ущерба применяется метод неопределенных множителей Лагранжа, основанный на учете технологической и экономической реакции различных видов потребителей на ограничения их электрических нагрузок.

Расчеты завершаются оценкой среднегодового недоотпуска электроэнергии и экономического ущерба потребителям от нарушений их электроснабжения для ЕЭС России в 2017 – 2019 гг., как основы для оптимизации системной надежности. Показано, что среднегодовой вероятный ущерб только в магистральных сетях ЕЭС РФ достигает 1.2% произведенного годового ВВП, в то время как его годовой прирост по оценкам МЭР и Госкомстата РФ за этот период не превышал 1.8%. Таким образом, из-за ненадежности работы только магистральных сетей 750 – 220 кВ ЕЭС национальная экономика ежегодно теряет до 2/3 его годового прироста.

Одной из основных проблем электроэнергетических систем является отсутствие нормативных документов, регламентирующих эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт основного оборудования, срок службы которого превышает нормативное значение. Назовем их «стареющими объектами» (СО). Трудности сводятся к отсутствию методологий количественной оценки оперативной надежности и безопасности СО с последующим их сопоставительным анализом. Наукоемкость, громоздкость и трудоемкость решения этой проблемы обусловливают необходимость разработки соответствующих автоматизированных систем. Рассмотрены некоторые особенности оценки интегрального показателя и сопоставительного анализа уникальных объектов, аналоги которых по заданному сочетанию разновидностей значимых признаков отсутствуют. Рассматриваются методические основы синтеза интегральных показателей: обеспечение безошибочности информационной базы; требования к оценкам интегральных показателей; обеспечение физической сущности интегрального показателя; возможные разновидности интегральных показателей; сравнение интегральных показателей оперативной эффективности работы в рамках теории проверки статистических гипотез для одномерных случайных величин связано с большим риском ошибочного решения; оценка критических значений интегрального показателя проводится на основе имитационного моделирования в рамках фидуциального подхода.

Разработка автоматизированных систем сбора и формализации данных о техническом состоянии СО, автоматизированный анализ и синтез этих данных, выполнение нормирования ТЭП, оценка интегральных показателей и некоторые результаты сопоставительного анализа, подготовка оперативных рекомендаций по повышению эффективности работы, разработка соответствующих методических указаний свидетельствуют о возможности объективной оценки оперативной эффективности СО и снижении риска возникновения недопустимых последствий. В рекомендуемых методах и алгоритмах использованы технико-экономические показатели энергоблоков ПГУ-400.

Рассмотрена схема теплоснабжения жилых зданий с независимым присоединением к наружным теплосетям, обеспечивающая надежность теплоподачи и необходимую комфортность в помещениях в условиях похолоданий после официального окончания отопительного сезона или до его начала за счет подачи воды из обратной магистрали теплосети после теплообменников горячего водоснабжения (ГВС). Проведены расчеты, позволяющие определить величину основных составляющих теплового баланса жилого здания на примере одного из используемых в настоящее время типовых проектов в климатических условиях Москвы с учетом конструктивных характеристик здания и уровня его заселенности. Установлено, что фактическая теплоотдача системы отопления при использовании в качестве источника теплоты охлажденной сетевой воды после ГВС позволяет поддерживать внутреннюю температуру в здании, требуемую для безопасной жизнедеятельности, при среднесуточной температуре наружного воздуха выше +2°С в условиях средних теплопоступлений от солнечной радиации. Доказано, что с учетом теплоустойчивости ограждающих конструкций суточные колебания расхода существенно не сказываются на стабильности температурного режима жилых зданий и комфортности их внутреннего микро-климата при высоких температурах наружного воздуха. Отмечено, что при этом для обеспечения надежности теплоснабжения основной группы жилых зданий и безопасности жизнедеятельности людей предлагаемая схема не уступает стандартной двухступенчатой схеме присоединения теплообменников ГВС с ограничением суммарного расхода сетевой воды и со связанным регулированием теплоподачи на ГВС, отопление и вентиляцию. Показано, что применение рассматриваемой схемы практически не сопровождается дополнительными затратами, обеспечивает гидравлическую устойчивость системы отопления и дает общесистемный эффект в виде повышения выработки электроэнергии на тепловом потреблении при использовании когенерации.

Разрушение металла оборудования по хрупкому механизму является вероятностным событием на атомных электростанциях (АЭС). Расчет на сопротивление хрупкого разрушения проводится для оборудования АЭС, подверженного нейтронному облучению, например, для реакторной установки типа водоводяного энергетического реактора (ВВЭР) это корпус реактора. Разрушение корпуса реактора приводит к запроектной аварии, поэтому определение вероятности разрушения оборудования по хрупкому механизму является актуальной задачей. При исследовании используется вероятностный анализ хрупкого разрушения, учитывающий статистические данные по остаточной дефектности оборудования, экспериментальные результаты вязкости разрушения оборудования и нагрузки для основных режимов эксплуатации оборудования АЭС. Остаточная дефектность (совокупность оставшихся, не выявленных методами неразрушающего контроля, дефектов в материале оборудования после изготовления (эксплуатации), контроля и ремонта выявленных дефектов) является важнейшей характеристикой материала оборудования, влияющая на его прочность и ресурс. Пропущенный в эксплуатацию дефект значимого размера способен снизить несущую способность и уменьшить время безопасной эксплуатации от номинального проектного значения вплоть до нуля, поэтому любой прогноз надежности конструкции без учета остаточной дефектности будет некорректным. Применение разработанного метода продемонстрировано на примере корпуса реактора АЭС с реакторной установкой ВВЭР-1000 при использовании максимально допускаемых эксплуатационных нагрузок, отсутствии разброса нагрузок в различных режимах эксплуатации, а также с учетом реальных значений распределений вязкости разрушения и остаточной дефектности. Практическая значимость разработанного метода заключается в возможности получения значений фактической вероятности разрушения оборудования АЭС с целью определения надежности эксплуатации оборудования, а также возможных запасов надежности для их последующей оптимизации.

Изношенность и старение технического парка объектов теплоэнергетики приводят к непредсказуемому останову энергетического оборудования. Поэтому требуется создание особого подхода в программах по обслуживанию и ремонту с учетом возможности предсказания момента появления дефекта, его развития, а также срока возможного отказа оборудования. Применяемая на предприятиях система планово-предупредительного ремонта оборудования основана на сборе ретроспективных данных о возникающих дефектах и отказах на оборудовании ТЭС и обобщающей статистике по аналогичным образцам оборудования. Приведен анализ отечественных и зарубежных методик технического обслуживания и организации ремонта, а также возможности их применения в современной энергетике.

Для создания эффективной системы управления производственными активами, при которой решается задача поиска баланса между потенциальным риском потерь, связанным с эксплуатацией оборудования, и затратами на устранение возникающих дефектов, используются системы нового класса на рынке программного обеспечения, осуществляющие прогнозное обслуживание. Для оптимизации системы технического обслуживания оборудования и обеспечения бесперебойной и надежной работы при минимальных затратах на эксплуатацию, а также для сокращения простоя оборудования, внеплановые и аварийные работы целесообразно использовать современный подход управления надежностью, рисками и стоимостью владения активами, позволяющий контролировать экономическую эффективность. Показана необходимость создания алгоритма реализации ремонтных программ энергетического оборудования по техническому состоянию для использования его в цифровых энергетических системах.

Предложен алгоритм реализации ремонтной программы энергоблоков электрических станций, включая паровые котлы и турбины ТЭС, отличающийся учетом технического состояния энергетического оборудования, позволяющий распознать появившийся дефект, определить причину его возникновения, его эволюцию и срок возможного отказа оборудования. В разрабатываемом алгоритме ремонтного обслуживания предлагается осуществить переход от статистических эмпирических оценок технического состояния оборудования к объективным оценкам, получаемым на базе автоматизированных систем технического диагностирования и прогнозного анализа ситуаций.

Причиной появления первой распределенной генерации в России стали высокие требования к надежности электроснабжения электроприемников особой группы первой категории надежности. Для обеспечения бесперебойной работы использовали дизельные установки. Высокие затраты на технологическое присоединение потребителей первой и второй категории надежности усилили тенденцию установки резервного энергоисточника в системах электроснабжения предприятий. Однако его использование сопровождается снижением экономической эффективности предприятий из-за дополнительных затрат на поддержание в работоспособном состоянии. Как результат: газификация обусловила замену дизельных на газопоршневые генераторы и их перевод из резервных агрегатов в режим основного энергоисточника, функцию резервирования выполняет система централизованного электроснабжения. Создание таких промышленных минигрид, как правило, работающих в режиме без выдачи мощности в сеть, негативно отражаются на стоимости электроэнергии для других потребителей и эффективности функционирования ЕЭС России (с уходом промышленных предприятий от централизованного электроснабжения возрастает доля коммунальных и непроизводственных потребителей, что требует увеличения маневренности энергоисточников). Создание сбалансированных энергетических ячеек, осуществляющих энергоснабжение населения и предприятий малого и среднего бизнеса и оказывающих услуги населению, в отличие от промышленных микрогрид, не сопровождается негативными эффектами, указанными выше. В России существуют единичные примеры таких систем, работающих в режиме без выдачи мощности в сеть. Необходимы изменения, позволяющие активным потребителям выдавать в сеть избыточные мощности в часы пиковых нагрузок в ЕЭС России, для чего сетевым компаниям необходимо разрешить работу как минимум в режиме без выдачи энергии в сеть, что не приведет к снижению доходов сетевых компаний от услуг по передаче электроэнергии. Внесение указанных изменений ведет не только к повышению надежности электроснабжения, но и к повышению экономической эффективности ЕЭС России, что позволит снизить цену на мощность и электроэнергию на оптовом рынке.

Рассматривается проблема влияния на электроэнергетическую систему колебаний мощности ветроэлектро-станций (ВЭС) из-за непостоянства скорости ветра. При большой доле ВЭС в общем объеме выработки электро-энергии требуется увеличение резерва в электроэнергетических системах для покрытия возможных внезапных колебаний мощности. Одним из способов снижения стохастического характера генерации ВЭС является их территориально-распределенное размещение. Предлагается методика выбора мощности и мест распределенного размещения ВЭС с учетом фактора изменчивости суммарной вырабатываемой мощности. В каждом из районов перспективного размещения проводится моделирование выработки электроэнергии ветроэнергетическими установками (ВЭУ) с часовой детализацией с помощью разработанной программы Wind-MCA по данным архивов многолетних наблюдений наземных метеостанций. Оптимизация мощности и распределенного размещения ВЭС в районах осуществляется с использованием генетического алгоритма в среде MATLAB. Целевой функцией выступает коэффициент вариации мощности, вырабатываемой всеми ВЭС в рассматриваемых районах, в зависимости от числа ВЭУ в их составе. При окончательном сравнении вариантов размещения ВЭС используются графики продолжительности выработки мощности. Применение методики рассматривается на примере размещения ВЭС в Забайкальском крае. Получено решение, обеспечивающее минимальный коэффициент вариации вырабатываемой мощности ВЭС и сравнительно высокий коэффициент использования установленной мощности. При распределенном размещении ВЭС снижается продолжительность периода с максимальной выработкой, однако существенно повышается продолжительность выработки малой мощности. С увеличением числа ВЭС, подключенных к различным точкам электроэнергетической системы, может быть получен некоторый гарантированный уровень выработки мощности, что, в конечном итоге, позволит снизить необходимую величину резерва генерирующих мощностей.

Цель статьи — представить потенциальные инструменты, которые могут внести значительный вклад в идентификацию частичных разрядов (ЧР). Различные типы частичных разрядов действуют в системе изоляции статорной обмотки одновременно. Внутренние частичные разряды — это электрические разряды, которые возникают в пустотах в изоляции обмотки статора. В типичных системах изоляции статора, в которых используются слюдяные ленты, склеенные эпоксидной смолой, ухудшение изоляции из-за внутренних частичных разрядов обычно происходит медленно (многие годы или десятилетия). Внешние частичные разряды (пазовые ЧР и поверхностные ЧР в лобовой области статорной обмотки) более опасны и приводят к разрушению изоляции в короткий срок (несколько месяцев или лет). Поэтому идентификация дефектов изоляции имеет важное значение. Проведен анализ существующих методов идентификации дефектов изоляции высоковольтных электрических машин с использованием результатов измерения характеристик частичных разрядов. Охарактеризованы достоинства и недостатки каждой из групп методов идентификации. Показано, что среди моделей представления знаний при решении задач диагностирования систем изоляции высоковольтных электрических машин одними из наиболее подходящих являются методы идентификации, включающие натурные испытания с применением обучающих выборок. Отмечено, что выявление дефектов изоляции и их идентификация не могут быть осуществлены только прямыми измерениями характеристик ЧР и других диэлектрических параметров (электрического сопротивления, индекса поляризации диэлектрических потерь). Для этого должны использоваться специальные вычислительные программы, основанные на методах распознавания образов. Представлены результаты определения технологических дефектов изоляции статорной обмотки на этапе заводских испытаний, полученные с использованием разработанной авторами методики идентификации ЧР.

Рассмотрено влияние несимметрии фазных токов на вероятность возникновения пожароопасных ситуаций в производственных помещениях, получающих питание в различных системах электроснабжения. Изложены теоретические предпосылки возникновения пожароопасных ситуаций. Показано, что потоки нулевой последовательности, протекающие по нейтральному проводнику в несимметричном режиме, значительно его нагревают, что может привести к коротким замыканиям и условиям для возникновения пожаров. Приведены результаты исследований несимметричных режимов в России и за рубежом. Показано, что возникающие при несимметрии токов потоки нулевой последовательности приводят к увеличению дополнительных потерь активной мощности и электрической энергии. Доказано, что дополнительные тепловые потери, обусловленные несимметричным электропотреблением, могут разрушать изоляцию нейтрального и фазного проводников, что является основной причиной коротких замыканий и, как следствие, пожаров. На основании использования графического редактора Matlabпостроены динамические характеристики изменения фазных и междуфазных токов и напряжений, а также коэффициента потерь мощности, характеризующего увеличение тепловых потерь. Произведен анализ пожаров и их последствий для различных объектов в Российской Федерации. Разработан вычислительный аппарат в системе Matlab, с помощью которого произведен расчет и построены графики зависимостей динамики пожаров и их последствий за исследованный промежуток времени. Показано, что возникновение пожаров и их последствия из-за нарушения правил эксплуатации электроустановок происходит в любых помещениях и иногда достигает более 20% от всех возможных причин возникновения пожаров. Рассмотрены способы и технические средства минимизации токов нулевой последовательности как средства предотвращения возникновения пожароопасных ситуаций. Описан принцип действия автоматически-управляемого шунто-симметрирующего устройства с минимальным сопротивлением токам нулевой последовательности.