Аварийный запас в электроэнергетике

  • автор:

I. Общие положения
II. Основные положения организации технического обслуживания и ремонта
III. Требования к организации технического обслуживания, планирования, подготовки, производства ремонта и приемки из ремонта оборудования, зданий и сооружений тепловых электростанций
IV. Требования к организации планирования, подготовки, производства технического обслуживания, ремонта и приемки из ремонта оборудования, зданий и сооружений гидроэлектростанций
V. Требования к организации планирования, подготовки, производства ремонта и приемки подсистем АСУ ТП (средств ТАИ)
VI. Требования к организации планирования, подготовки, производства ремонта ЛЭП и оборудования ПС
VII. Требования к организации технического обслуживания устройства РЗА
VIII. Требования к организации технического обслуживания и ремонта СДТУ, устройств сигнализации, СИ
Приложение № 1 Ремонтный цикл, виды, продолжительность ремонта энергоблоков 150 — 1200 МВт тепловых электростанций
Приложение № 2 Нормы продолжительности и периодичности планового ремонта энергоустановок тепловых электростанций с поперечными связями
Приложение № 3 Перспективный план ремонта основного оборудования электростанций
Приложение № 4 Перспективный план контроля технического состояния и ремонта основного оборудования электростанций
Приложение № 5 Годовой график ремонта основного оборудования электростанций
Приложение № 6 Годовой график контроля технического состояния и ремонта основного оборудования электростанций
Приложение № 7 Перечень организационно-технических мероприятий, включаемых в перспективный и годов план подготовки к ремонту установки и оборудования
Приложение № 8 Перспективный (годовой) план подготовки к ремонту
Приложение № 9 Ведомость планируемых работ по ремонту установок оборудования
Приложение № 10 Ведомость параметров технического состояния котельной установки
Приложение № 11 Ведомость параметров технического состояния паротурбинной установки
Приложение № 12 Ведомость параметров технического состояния котла-утилизатора
Приложение № 13 Ведомость параметров технического состояния газовой турбины
Приложение № 14 Ведомость параметров технического состояния турбогенератора
Приложение № 15 Ведомость параметров технического состояния синхронного компенсатора (шунтирующего реактора)
Приложение № 16 Ведомость параметров технического состояния трансформатора (автотрансформатора)
Приложение № 17 Ведомость параметров технического состояния выключателя напряжением на 110 кВ и выше
Приложение № 18 Ведомость параметров технического состояния золоулавливающей установки
Приложение № 19 Ведомость дополнительных работ по ремонту
Приложение № 20 Протокол исключения работ из ведомости планируемых работ по ремонту
Приложение № 21 Акт готовности электростанции к капитальному (среднему) ремонту энергоблока (установки)
Приложение № 22 Акт дефектации оборудования
Приложение № 23 Акт о выявленных дефектах оборудования
Приложение № 24 Акт об использовании для ремонта материалов-заменителей
Приложение № 25 Ведомость выполненных работ по ремонту
Приложение № 26 Акт приемки из ремонта оборудования
Приложение № 27 Акт приемки из ремонта установки
Приложение № 28 Решение о применении ремонта по техническому состоянию
Приложение № 29 Перечень работ по техническому обслуживанию зданий и сооружений
Приложение № 30 Перспективный план ремонта зданий и сооружений
Приложение № 31 Годовой график ремонта зданий и сооружений
Приложение № 32 Периодичность капитального ремонта производственных зданий
Приложение № 33 Периодичность капитального ремонта конструктивных элементов производственных зданий и сооружений энергообъектов
Приложение № 34 Нормы простоя железобетонных и кирпичных труб для обследования внутренней поверхности футеровки, изоляции железобетонной поверхности и оголовки трубы
Приложение № 35 Продолжительность капитального и текущего ремонта дымовых труб, газоходом и градирен
Приложение № 36 Перечень работ при типовом капитальном ремонте дымовых труб, газоходом и градирен
Приложение № 37 Ведомость планируемых ремонтно-строительных работ
Приложение № 38 Акт предремонтного обследования объекта
Приложение № 39 Акт готовности электростанции к капитальному ремонту ремонту здания, сооружения
Приложение № 40 Акт освидетельствования конструкции (элемента) здания, сооружения, работ, не доступных после завершения ремонта (скрытых работ)
Приложение № 41 Акт приемки из ремонта зданий и сооружений
Приложение № 42 Технический журнал по эксплуатации зданий, сооружений
Приложение № 43 Перечень работ по техническому обслуживанию оборудования гидроагрегатов, технических систем и вспомогательного оборудования
Приложение № 44 Перспективный план ремонта гидроагрегатов
Приложение № 45 Перспективный план контроля технического состояния и ремонта гидроагрегатов
Приложение № 46 Периодичность и продолжительность планового ремонта гидроагрегатов
Приложение № 47 Годовой график ремонта гидроагрегатов
Приложение № 48 Годовой график контроля технического состояния и ремонта гидроагрегатов
Приложение № 49 Перечень организационно-технических мероприятий, включаемых в перспективные, годовые и текущие планы подготовки к ремонту гидроагрегатов
Приложение № 50 Перспективный (годовой) план подготовки к ремонту гидроагрегата
Приложение № 51 Ведомость планируемых работ по ремонту гидроагрегатов
Приложение № 52 Ведомость показателей технического состояния гидротурбины
Приложение № 53 Ведомость показателей технического состояния гидроагрегата
Приложение № 54 Ведомость дополнительных работ по ремонту гидроагрегата
Приложение № 55 Протокол исключения работ из ведомости планируемых работ по ремонту гидроагрегата
Приложение № 56 Акт готовности гидроэлектростанции к капитальному ремонту гидроагрегата
Приложение № 57 Акт дефектации оборудования установки
Приложение № 58 Акт об использовании для ремонта гидроагрегатов материалов-заменителей
Приложение № 59 Ведомость выполненных работ по ремонту гидроагрегатов
Приложение № 60 Акт приемки из ремонта составных частей, технических систем, вспомогательного оборудования гидроагрегатов
Приложение № 61 Акт приемки из ремонта гидроагрегата
Приложение № 62 Решение о применении ремонта по техническому состоянию гидроагрегата
Приложение № 63 Технический журнал по эксплуатации гидротехнического сооружения
Приложение № 64 Перспективный план ремонта гидротехнических сооружений
Приложение № 65 Годовой план ремонта гидротехнических сооружений
Приложение № 66 Акт предремонтного освидетельствования гидротехнического сооружения
Приложение № 67 Ведомость планируемого объема ремонтно-строительных работ
Приложение № 68 Акт готовности гидротехнического сооружения к производству ремонтных работ
Приложение № 69 Перечень процедур при приемке гидротехнического сооружения из ремонта
Приложение № 70 Акт освидетельствования конструкции (элемента) гидротехнического сооружения, работ, не доступных после завершения ремонта (скрытых работ)
Приложение № 71 Акт приемки из ремонта гидротехнического сооружения
Приложение № 72 Перечень работ типового текущего, среднего и капитального ремонта подсистем автоматизированной системы управления технологическими процессами (средств тепловой автоматики и измерений)
Приложение № 73 Перечень отчетной документации по результатам проведения капитального среднего ремонта подсистем автоматизированной системы управления технологическими процессами (средств тепловой автоматики и измерений)
Приложение № 74 Акт приемки из ремонта подсистем автоматизированной системы управления технологическими процессами (средств тепловой автоматики и измерений)
Приложение № 75 Акт на приемку отремонтированных объектов электрических сетей из ремонта
Приложение № 76 Перечень работ по техническому обслуживанию воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше и сроки их проведения
Приложение № 77 Журнал дефектов
Приложение № 78 Перечень работ, выполняемых при капитальном ремонте воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше
Приложение № 79 Перспективный план капитального ремонта воздушных линий электропередачи
Приложение № 80 Годовой график капитального ремонта воздушных линий электропередачи
Приложение № 81 Перечень работ по техническому обслуживанию воздушных линий электропередачи напряжением 0,38 — 20 кВ и сроки их проведения
Приложение № 82 Перечень работ по техническому обслуживанию оборудования подстанций 0,38 — 20 кВ и сроки их проведения
Приложение № 83 Перечень работ типового капитального ремонта воздушных линий электропередачи напряжением 0,38 — 20 кВ
Приложение № 84 Перечень работ типового капитального ремонта оборудования подстанций 0,38 — 20 кВ
Приложение № 85 Перечень работ по техническому обслуживанию подстанций 35 кВ и выше и сроки их проведения
Приложение № 86 периодичность ремонта оборудования подстанций 35 кВ и выше
Приложение № 87 Перечень работ типового капитального ремонта синхронного компенсатора
Приложение № 88 Перечень работ типового капитального ремонта силового трансформатора
Приложение № 89 перспективный план капитального (среднего) ремонта оборудования подстанций
Приложение № 90 Годовой график капитального (среднего) ремонта оборудования подстанций
Приложение № 91 Перечень работ по техническому обслуживанию кабельных линий электропередачи
Приложение № 92 Контролируемые параметры технического состояния средств технологического и диспетчерского управления при проведении технического обслуживания
Приложение № 93 Дефекты и повреждения элементов средств технологического и диспетчерского управления, регламент их контроля
Приложение № 94 Порядок оценки технического состояния средств технологического и диспетчерского управления

выбор программ технического обслуживания, управления запасами, выбор оптимального портфеля инвестиций и других направлений деятельности компаний;

• Формирование системы ключевых показателей эффективности электросетевых компаний;

• «Концепция обеспечения надежности в электроэнергетике», дающая основу для формирования системы показателей и нормативов.

Каждое из указанных направлений достаточно перспективно и необходимо для реализации стратегических реформ, осуществляемых в отрасли. При этом концепция управления активами не отменяет развития каждого из них, а объединяет их в единую комплексную систему, базой которой являются ключевые показатели эффективности, определяемые исходя из стратегии развития электросетевой компании.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Волкова И. О., Маслов А. В., Фролов К. Е.

2. Волкова И. О. Анализ моделей управления активами электросетевых компаний // Научно-технические ведомости Санкт-Петербургского государственного политехнического университета. 2007, № 3. с. 162-167.

4. Соколова Е. В. Бенчмаркинг в инфраструктурных отраслях: анализ методологии и практики применения (на примере электроэнергетики) // Научные доклады Санкт-Петербургского государственного университета. Санкт-Петербург. 2007. 30 с.

В.Ю. Елфимов, В.М. Макаров

Задачи управления аварийным запасом электросетевых предприятий в условиях реформирования энергетики

Ведущим требованием к работе электроэнергетических предприятий является бесперебойное снабжение потребителей и поддержание технических параметров передаваемой электроэнергии. Решающая роль в выполнении этого требования принадлежит системе планово-предупредительных ремонтов оборудования и сетевого хозяйства, а также поддержанию аварийного запаса. Аварийные неснижаемые запасы оборудования, материалов, изделий и запасных частей создаются в соответствии с Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации для ликвидации аварийных нарушений в работе оборудования в филиалах электрических сетей и сетевых компаниях. Аварийный запас рассчитывается на основе норм, утвержденных соответствующими руководящими документами, исходя из количества установленного оборудования на подстанциях, протяженности воздушных линий электропередачи всех классов напряжений, количества трансформаторных подстанций. Аварийный запас расходуется в случаях выхода оборудования из строя или отбраковки его во время плановых ремонтов или

испытаний, а также проведения аварийно-восстановительных работ. Использование аварийного запаса для других целей не разрешается.

Реформа электроэнергетики и разделение видов деятельности предприятий на производство, передачу и сбыт энергии кардинально меняет учет результатов их работы и порядок финансирования текущей деятельности и перспективного развития . Это ставит перед теорией и практикой управления электроэнергетикой ряд актуальных задач, одна из которых прямо касается надежности электроснабжения, проведения ремонтов и поддержания для этого на должном уровне аварийного запаса .

Создание, использование и финансирование аварийного запаса в настоящее время регулируется документами, показанными на рис. 1.

1-я группа документов. В соответствии с покрытие всех затрат на передачу электроэнергии осуществляется за счет оплаты потребителем полученных им киловатт-часов. Этим документом фактически был изменен принцип финансирования, а именно: осуществлен переход от включения в тариф за электроэнергию всех произве-

Основные документы, регламентирующие аварийный запас

Основные положения документов по регламентации аварийного запаса

Финансирование всех потребностей в энергосистеме осуществляется в зависимости от общих результатов работы; содержание аварийного запаса специально не финансируется Регламентируется время ликвидации аварийных отключений, основное требование — создание резерва оборудования и дублирование работы элементов Создание аварийного запаса нормируется ведомственными руководящими документами

Основные пути планирования и анализа аварийного запаса по данным документам

Влияние на финансовые результаты отвлечения средств на создание и содержание аварийного запаса; эффект финансирования мероприятий по повышению надежности электроснабжения Анализ наличия объектов- потребителей всех категорий по надежности электроснабжения и оценка возможности применения аварийного запаса для них Расчет необходимого аварийного запаса: для энергосистемы в целом, для отдельного сетевого предприятия, для каждого сетевого участка

Рис. 1. Схема документационного обеспечения планирования и анализа использования аварийного запаса

денных электросетевым предприятием затрат к использованию фиксированного всесторонне обоснованного тарифа, индексируемого с учетом уровня инфляции .

Финансирование одного из видов своей основной деятельности — повышения надежности электроснабжения потребителей — сетевые компании производят после уплаты обязательных федеральных платежей и налогов, оплаты услуг за поддержание нормального функционирования (платежи за тепло, воду, электроэнергию, охрану и др.), то есть фактически по так называемому «остаточному принципу». Таким образом, сегодня существует ярко выраженное противоречие между задачами уменьшения внутренних расходов электросетевой компании и повышения надежности электроснабжения потребителей.

Свои сверхнормативные затраты на передачу энергии в этих условиях сетевые предприятия вынуждены покрывать за счет выявления внутренних резервов, одним из которых как раз и является минимизация размера оборотных средств и их основной части — материального

запаса. В то же время аварийный запас составляет от 50 до 70 % материального запаса и экономия на нем оказывается для предприятий очень привлекательной. Перед энергетическим менеджментом реально встает задача обоснования необходимого уровня аварийного запаса.

2-я группа документов. «Правила устройства электроустановок» разделяют электроприёмники потребителей по категориям надежности электроснабжения и законодательно регулирует время ликвидации аварийного отключения. Рассмотрим их более подробно.

К первой категории по надежности электроснабжения относят таких потребителей, при перерыве снабжения которых возникает опасность для жизни людей, угроза для безопасности государства, значительный материальный ущерб. При нормальном режиме работы электроэнергия поступает к ним от двух независимых резервирующих друг друга источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении работы одного из источников может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания из другого источника.

Ко второй категории по надежности электроснабжения относят таких потребителей, перерыв снабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и транспорта, нарушению нормальной жизнедеятельности населения. При нормальном режиме работы таких потребителей электроэнергия поступает к ним от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении работы одного из источников может быть допущен только на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Для этих двух категорий потребителей аварийные ситуации ликвидируются путем использования созданного заранее при новом строительстве, проведении реконструкции или плановых ремонтов резерва мощностей, аварийный же запас используется для ремонта отключенного участка.

Все остальные потребители относятся к третьей категории по надежности электроснабжения. При нормальном режиме работы таким потребителям энергия может поступать от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или

Для планирования и анализа целесообразного уровня аварийного запаса надо знать статистику отказов в разрезе мест и причин их возникновения . Количество аварийных отключений за 2006 г. в ОАО «Вологдаэнерго» представлено в табл. 2. При этом превышения допустимого времени отключения на аварийные ремонты для по-

замены поврежденного элемента системы, не превышают одних суток.

Развитие сетей энергоснабжения в рассматриваемом далее в качестве примера ОАО «Вологдаэнерго» привело к тому, что наиболее загруженные потребители третьей категории, а также основные подстанции и воздушные линии всех напряжений имеют возможность дублирования. В результате аварийный запас непосредственно для ликвидации аварийных ситуаций используется сегодня только на тупиковых подстанциях и линиях в основном напряжением 0,4-10 кВ, т. е. у энергоприемников потребителей третьей категории. Такой запас должен находиться и находится в каждом районе электросетей. Весь остальной аварийный запас для ремонта подстанций и линий напряжением 35-110 кВ, составляющий по стоимости 82-87% аварийного запаса (табл. 1), должен использоваться только при ремонте отключенного аварийного участка, и практически не ограничен временем использования.

3-я группа документов. Это документы, принятые ранее всех других. Именно на их основе происходило создание аварийного запаса. Например, в ОАО «Вологдаэнерго», следуя этим документам, должен существовать запас материалов и оборудования, показанный в табл. 1 .

требителей всех категорий не было зафиксировано ни разу, как в 2006 году, так и за ряд предшествующих лет .

Таким образом, приведенные цифры показывают, что 13-18 % аварийного запаса для оборудования на напряжение 0,4-10 кВ обеспечили ликвидацию от 76 % до 93 % всех нарушений в

Таблица 1

Вид оборудования Запас материалов и оборудования в денежном выражении (тыс. руб.) по филиалам:

1 2 3 4 5 Всего ОАО

Подстанции 35—110 кВ 1930 1760 1670 1720 1770 8850

Подстанции 6—10 кВ 110 110 110 110 110 550

Воздушные линии 35—110 кВ 180 180 120 120 120 720

Воздушные линии 0,4—10 кВ 1240 840 610 490 500 3680

Прочее оборудование 3860 3310 2430 2080 2190 13870

Итого 7320 6200 4940 4520 4690 27670

% оборудования 0,4—10 кВ 18 % 15 % 15% 13% 13 % 15 %

% оборудования 35—110 кВ 82 % 85 % 85 % 87 % 87 % 85 %

Примечание: к прочему относится оборудование релейной защиты, автоматики, связи и силовые трансформаторы в сборе. Используется на подстанциях 35—110 кВ.

Таблица 2

Количество отключений для всех категорий

Вид оборудования потребителей по филиалам:

1 2 3 4 5 Всего ОАО

Подстанции 35—110 кВ 12 17 11 3 5 48

Воздушные линии 35—110 кВ 21 20 5 5 6 57

Подстанции, линии 0,4—10 кВ 102 208 103 108 142 663

Итого 135 245 119 116 153 768

% оборудования 0,4—10 кВ 76% 85% 87% 93% 93% 86%

% оборудования 35—110 кВ 24% 15% 13% 7% 7% 14%

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Примечание: отказы прочего оборудования фиксируется совместно с отказами основного

оборудования подстанций

работе филиалов энергосистемы. Все остальные нарушения в электроснабжении потребителей всех категорий были устранены путем ремонта оборудования на напряжение 35-110 кВ.

Из анализа сложившейся ситуации можно сделать ряд выводов.

1. Для реализации взаимоотношений распределительной сетевой компании со сбытовой компанией и с потребителями электроэнергии большее значение приобретает проработка различных дополнительных схем электроснабжения, а не увеличение аварийного запаса.

2. Для потребителей первой и второй категорий ликвидация аварийных ситуаций заложена в систему дублирования работы оборудования. На ремонт отключенного оборудования нет жестких временных нормативов, поэтому нет проблем с использованием аварийного запаса. Он применяется в основном при ликвидации аварийных ситуаций у потребителей третьей категории.

3. Существует теоретическая возможность аварийного отключения и дублирующего участка после отключения основного для проведения его ремонта. Но за длительный период наблюдений таких ситуаций не возникало, т. е. вероятность этого очень мала и может не приниматься во внимание.

4. У многих потребителей существует техническая возможность при отказе по одному классу напряжения получить электроэнергию по более низкому классу. Фактически это дополнительное дублирование и повышение надежности электроснабжения.

5. На структуру аварийного запаса большое влияние оказывает проводимая при реконструкции и модернизации оборудования техническая политика. Если все филиалы придерживаются

типовых схем комплектации, уменьшается потребность в разных видах материалов и запчастей для ремонта этого оборудования. Также повышает надежность электроснабжения хранение аварийного запаса для сложных видов оборудования в виде крупных узлов и блоков, а не отдельных запчастей. Это позволяет собрать и настроить такие узлы в стационарных условиях, а на месте аварийного повреждения только заменить их.

6. Электросетевые компании характеризуются большим разбросом оборудования на всей территории области. Основное время тратится не на ремонт отключенного аварийного участка, а на поиск этого участка, на сбор и выезд специалистов, на доставку необходимых материалов и запчастей для ремонта. Поиск поврежденного участка ведут бригады местных эксплуатационных районое; специалисты (для оборудования 35-110 кВ и выше) приезжают из соответствующих служб филиала, а сам аварийный запас может в это время перевозиться из места его хранения, весьма вероятно, что из третьего пункта.

Таким образом, главными задачами обеспечения надежности электроснабжения оказываются:

а) повышение квалификации работников местных эксплуатационных бригад,

б) совершенствование транспортного обеспечения сетевых служб,

в) улучшение связи и управления их деятельностью,

г) заблаговременная подробная разработка плана мероприятий для ликвидации аварийной ситуации с указанием места хранения аварийного запаса и подробного маршрута его доставки.

Расчет аварийного запаса (АЗ) по 3-й группе документов (см. рис. 1) в принципе приводит к его завышению. Так в каждом филиале в настоящее время находится полный комплект аварийного запаса для оборудования на напряжение 35-110 кВ (см. табл. 1). Аварийный запас для оборудования 0,4-10 кВ находится частично в филиалах, а, в основном, — в районах электрических сетей и на отдалённых тупиковых участках, транспортное сообщение с которыми может быть в какие-то периоды затруднено.

Все районы сегодня связаны между собой дорогами с твердым покрытием. С учетом существующего сегодня транспортного сообщения между филиалами возможно уменьшение размера АЗ для оборудования на напряжение 35-110 кВ и централизованное размещение его на хранение без снижения надежности сетей. Это приведет к высвобождению финансовых ресурсов и уменьшению затрат на хранение запаса.

Предлагается организовать два места хранения АЗ вместо пяти для этого оборудования: в Череповецких и в Тотемских электрических сетях.

Эти филиалы находятся внутри области, два других филиала связаны с ними автодорогой федерального значения. Кроме того, Череповецкие электрические сети обслуживают основного потребителя электроэнергии по Вологодской области — Череповецкий район и комбинат «Северсталь». Создание в областном центре (Вологда)

третьего места хранения не даст большого эффекта. Анализ создания там одного места хранения АЗ показал резкое увеличение времени перевозок и, тем самым, уменьшение надежности электроснабжения.

Хранение одного комплекта АЗ нецелесообразно также и потому, что существует небольшая вероятность одновременного отказа оборудования на двух участках. Следует также учесть, что хранящееся оборудование регулярно подвергается профилактическим работам с его разборкой, -в это время АЗ временно исключается из оборота. Таким образом, аварийный комплект должен быть продублирован.

Структура АЗ для подстанций 35-110 кВ наиболее динамична, а на приобретение запаса для нового оборудования постоянно нужны финансовые ресурсы. Потребность же в АЗ для старого оборудования постепенно уменьшается, а сам запас переходит в разряд неликвидов. Сокращение количества комплектов хранения уменьшает и эту проблему.

Результат изменения времени доставки АЗ по 27 районам сетей после создания двух центров хранения показан в табл. 3 и на рис. 2. Отметим, что наиболее удаленный Великоустюгский район находится на расстоянии 60 км от Котласского района ОАО «Архэнерго». Возможно заключение договора с ним на оказание взаимопомощи при возникновении аварийных ситуаций.

Таблица 3

Расстояния перевозки АЗ при предлагаемой схеме его хранения. В скобках указано увеличение/уменьшение расстояния по сравнению с существующей схемой (км)

Череповецкие ЭС Хранение АЗ Вологодские ЭС

Бабаевский РЭС 127 Вологодский РЭС 135 (+135)

Кадуйский РЭС 55 Вожегодский РЭС 323 (+72)

Мяксинский РЭС 26 Грязовецкий РЭС 180 (+135)

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Устюженский РЭС 126 Сокольский РЭС 168 (+135)

Череповецкий РЭС 0 Сямженский РЭС 201 (+86)

Чагодощенский РЭС 200 Усть-Кубенский РЭС 202 (+135)

Шекснинский РЭС 52 Харовский РЭС 253 (+86)

Междуреченский РЭС 151 (+54)

Кирилловские ЭС Тотемские ЭС Хранение АЗ

Кирилловский РЭС 96 (+96) Бабушкинский РЭС 34

Белозерский РЭС 118 (+75) Верховажский РЭС 131

Вакшинский РЭС 160 (+99) Тарногский РЭС 141

Вытегорский РЭС 336 (+99) Тотемский РЭС 0

Великоустюгские ЭС

Великоустюгский РЭС 226 (+226)

Окончание табл. 3

Расстояния перевозки АЗ при предлагаемой схеме его хранения. В скобках указано увеличение/уменьшение расстояния по сравнению с существующей схемой (км)

Великоустюгские ЭС

Кич-Городецкий РЭС 208 (+108)

Никольский РЭС 218 (+58)

Нюксенский РЭС 101 (-42)

увеличивается на 3,2 ч — 4%

увеличивается на 2ч — 15%

увеличивается на_ 1,5 ч — 37%

уменьшается на 0,5 ч — 4%

не меняется 40%

Рис. 2. Структура изменения времени доставки АЗ

Вывод. Полученное в результате создания двух центров хранения увеличение времени доставки АЗ незначительно увеличивает общее время ремонта. В то же время, уменьшение количества мест хранения значительно сокращает сум-

марные затраты. Другими словами, возникает необходимость решения оптимизационной задачи размещения АЗ на территории области на минимум суммарных затрат на его хранение и потерь от снижения надежности электроснабжения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Федеральный закон от 26.03.2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике».

2. Федеральный закон от 26.03.2003 г. № 36-ФЗ «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона «Об электроэнергетике».

3. Федеральный закон от 14.05.1995 г № 41-ФЗ «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в РФ».

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

4. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). СПб.: 2005.

5. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. Утверждено Минэнерго России №229 от 19.06.2003г.

6. Постановление Правительства РФ от 26.02.2004 г.

№109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации».

7. Постановление Правительства Российской Федерации от 22.08.2003 г. № 516 «О предельных уровнях тарифов на электрическую и тепловую энергию».

8. Постановление Правительства РФ от 11.07.2001 г № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации».

9. Информационный бюллетень «О ходе реформирования ОАО РАО «ЕЭС России». 2007. № 35.

10. Платонов В. В. О факторах калифорнийского кризиса в электроэнергетике России.// Энергетик. 2005. № 9, с. 17.

11. Хайкин М. М Экономика материально-технического обеспечения предприятий энергетики. СПб.: ПЭИПК. 2005.

12. http://www.vologdaenergo.ru/ Годовой отчет открытого акционерного общества «Вологдаэнерго» за 2006 год. 324 с.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *