CC BY
99
УДК 621.316.925 ББК 31.27-05
А.В. БУЛЫЧЕВ
ИНЖЕНЕРНО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ИНВЕСТИЦИЙ В НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЕ РАБОТЫ ПО РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЕ И АВТОМАТИКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
Ключевые слова: релейная защита, противоаварийное управление, электроэнергетические системы, цифровая подстанция, инвестиции.
Предложены результаты исследования инженерно-экономической эффективности инвестиционных проектов по релейной защите электроэнергетических систем. Показаны особенности управления электроэнергетическими системами в нормальных режимах, при сильных возмущениях и повреждениях отдельных элементов. Обоснована целесообразность выполнения релейной защиты как отдельной системы, на основе отдельных устройств, не связанных функционально с другими системами управления ЭЭС (средствами оперативно-диспетчерского управления, противоава-рийной автоматики, измерения и учета электрической энергии и др.). В основу анализа инвестиций в релейную защиту предложено положить предотвращение возможного колоссального ущерба от возможных аварий в ЭЭС. Анализ эффективности инвестиционных проектов в области релейной защиты целесообразно выполнять на основе исследования денежных потоков (доходов и расходов) при условии сохранения или улучшения основных технических функций.
Место релейной защиты в управлении электроэнергетическими системами. Электроэнергетические системы (ЭЭС) созданы и действуют ради того, чтобы обеспечивать потребителей электрической энергией определенного (высокого) качества. Поэтому большую часть времени ЭЭС работают в нормальных стационарных установившихся режимах. Параметры этих режимов сохраняются неизменными или изменяются относительно медленно на значительном интервале времени.
По тем или иным причинам могут возникать утяжеленные (вынужденные) установившиеся режимы, при которых возможно (допустимо) некоторое снижение надежности и качества электроснабжения потребителей. Длительное существование утяжеленного режима нежелательно, так как при этом отдельные элементы ЭЭС перегружены и существует повышенная опасность возникновения аварийной ситуации.
Возможны сильные возмущения в ЭЭС. Непреднамеренные отключения и подключения оборудования или непрогнозируемые изменения нагрузки представляют собой возмущения для ЭЭС. Они сопровождаются переходными процессами, которые, как правило, относятся к ненормальным режимам ЭЭС. Интенсивность и продолжительность этих переходных процессов определяются параметрами возмущающего воздействия и электромеханическими свойствами ЭЭС.
Даже в самых совершенных ЭЭС неизбежно возникают повреждения. Они вызывают в ЭЭС электромагнитные переходные процессы и характерные для этих процессов сверхтоки.
Длительное существование незамеченных повреждений и ненормальных (аварийных) режимов (например, качаний в ЭЭС) и повреждений (например, коротких замыканий) недопустимо, так как при этом существует опасность дальнейшего развития аварии и не обеспечивается нормальное качество электроснабжения потребителей.
Очевидно, что всеми режимами ЭЭС надо управлять, причем для разных режимов нужно реализовывать особые целенаправленные управляющие воздействия. Так, в нормальных режимах ЭЭС надо управлять так, чтобы обеспечивалось экономичное и надежное электроснабжение потребителей; в утяжеленных режимах - надежное электроснабжение в условиях длительно допустимых перегрузок основных элементов ЭЭС; в переходных режимах -быстрое затухание электромеханических колебаний; при повреждениях -максимально быстрая локализация поврежденных элементов ЭЭС и переконфигурирование электрической сети.
Управление ЭЭС, по сути, сводится к непрерывному контролю параметров, определяющих режимы, и целенаправленному воздействию на отдельные элементы ЭЭС с помощью специальных методов и технических средств. В процессе управления достигается состояние ЭЭС, при котором управляющие воздействия, осуществляемые целенаправленно в определенной зависимости от внешних условий, обеспечивают достижение поставленной цели.
Различная скорость протекания процессов в ЭЭС позволяет в большинстве случаев рассматривать их по отдельности, упрощая тем самым математическое описание ЭЭС за счет приемлемых корректных допущений и ограничений. Методы и технические средства управления ЭЭС, в первую очередь, из-за динамики решаемых задач, условно подразделяются на три класса: оперативно-диспетчерское управление, противоаварийное управление и релейная защита.
Оперативно-диспетчерское управление является основным (определяющим) в нормальных установившихся режимах. Для установившихся режимов характерно медленное или незначительное изменение параметров. Контроль параметров ЭЭС и управление ими в этих режимах осуществляются персоналом оперативно-диспетчерских служб разных уровней. Основные управляющие воздействия в нормальных режимах ЭЭС, как правило, имеют плановый характер и реализуются с использованием технических средств оперативного управления. Однако все управляющие воздействия осуществляются через человека-диспетчера. При этом время формирования и исполнения команд измеряется минутами и часами.
Система оперативно-диспетчерского управления, как правило, является иерархической и содержит несколько уровней.
В России принята трехуровневая схема диспетчерского управления ЭЭС. Верхний уровень занимает Системный оператор (СО) или Центральное диспетчерское управление (ЦДУ). Второй уровень - объединенные диспетчерские управления (ОДУ). В ЭЭС России их 7. Третий уровень - региональные диспетчерские управления (РДУ). В настоящее время имеется 53 РДУ.
Противоаварийное управление имеет целью скорейший перевод ЭЭС в другой установившийся режим, приемлемый после сильного возмущения. Управление осуществляется, как правило, путем воздействия автоматики на отдельные элементы ЭЭС и регуляторы. В условиях электромеханических переходных процессов время формирования и реализации управляющего воздействия обычно измеряется секундами и исполняется автоматикой без участия человека.
Релейная защита (РЗ) управляет ЭЭС (без непосредственного участия человека) при повреждениях отдельных элементов (линий электропередачи, трансформаторов и др.) путем быстрого отключения поврежденных элементов от действующей части ЭЭС. В этих условиях электромагнитных переходных процессов время реакции релейной защиты измеряется долями секунды.
При возникновении повреждения или нежелательного режима управление ЭЭС осуществляется по особым быстрым алгоритмам. Это необходимо, чтобы и в экстремальных условиях все же обеспечить нормальное электроснабжение хотя бы части потребителей, предотвратить развитие аварии и снизить возможные объемы разрушения оборудования. Для реализации этих особых алгоритмов управления электрическими системами используются средства релейной защиты и автоматики. Учитывая высокие требования по динамике, ответственности и надежности релейной защиты, ее функции должны выполняться отдельными устройствами, не связанными функционально с другими системами управления ЭЭС (средствами оперативно-диспетчерского управления, противоаварий-ной автоматики, измерения и учета электрической энергии и др.).
Особенности организации релейной защиты. Общие принципы построения релейной защиты были сформированы в начале XX в. в период создания первых электроэнергетических систем и имеют почти столетнюю историю. Четыре свойства, определяющие функциональные возможности релейной защиты, были сформулированы позже: селективность, быстродействие, чувствительность и надежность. Три первых объединяются общим понятием «техническое совершенство».
Организационно релейная защита представляет собой распределенную систему, отдельные элементы которой установлены на отдельных элементах контролируемой электроэнергетической системы. Устройства релейной защиты функционально связаны между собой практически только общей логикой действий.
Согласованность действий устройств, расположенных на значительных расстояниях друг от друга, как правило, достигается за счет определенных параметров срабатывания (без применения физических каналов связи). Эти параметры, в основном, определяют точность и эффективность действия всей системы релейной защиты. В свою очередь, это определяет живучесть электроэнергетических систем и степень риска развития аварийных ситуаций при возникновении повреждений.
Логические связи действуют в любых условиях и не подвержены воздействию внешних электрических и электромагнитных помех. Во многом благодаря этому свойству релейная защита имеет высочайшую степень надежности.
Задачи релейной защиты в общем сводятся к обнаружению повреждений электрооборудования, их идентификации и реорганизации защищаемой электроэнергетической системы с целью сохранения функционирования ее исправной части на требуемом уровне.
Действующие тенденции развития методов и технических средств защиты электрооборудования связаны с направлениями технического прогресса в нескольких областях техники [1].
Развивающийся процесс массовой замены устройств автоматики и релейной защиты, выполненных на электромеханической базе, на цифровые устройства, к сожалению, сопровождается снижением надежности релейной защиты. Отчасти это эффект так называемой «приработки», характерный для периода освоения нового оборудования. Его влияние на надежность постепенно, по мере приобретения опыта производства и эксплуатации, уменьшается, и надежность повышается.
Однако основная причина связана с особенностями цифровой техники, а точнее - с несогласованностью особенностей цифровой техники и функций релейной защиты.
Противоречивость заключается в следующем.
Во-первых, наиболее уязвимыми элементами систем РЗ справедливо считаются физические каналы связи между отдельными устройствами РЗ. А в цифровых системах многочисленные коммуникационные связи считаются нормой. Риски нарушения нормальной работы этих физических каналов связи особенно повышаются в экстремальных условиях при повреждениях в ЭЭС, когда ответственность РЗ особенно велика. Например, возникающие при коротких замыканиях электромагнитные помехи способны нарушить работу практически всех используемых каналов связи. По статистическим данным, периодичность отказов и неправильных действий защит, построенных с применением высокочастотных и других каналов связи в десятки раз выше, чем защит, сосредоточенных на локальном объекте без дополнительных связей. В качестве наглядного примера из статистического отчета можно отметить, что средняя периодичность отказов защит генераторов составляла в 1979 г. 702 года, а защита линии с высокочастотным каналом связи - лишь 22 года, т.е. отказывала в 30 раз чаще [5]. Логические связи действуют в любых условиях и не подвержены воздействию внешних электрических и электромагнитных помех. Во многом благодаря этому свойству релейная защита имеет высочайшую степень надежности.
Следовательно, этот хорошо зарекомендовавший себя на протяжении столетней истории подход выгодно использовать при построении и новых цифровых систем РЗ.
Во-вторых, цифровые управляющие системы, как правило, строят с применением магистральной структуры, при которой цифровые сигналы от одного устройства к другому передаются через общую цифровую шину (коммуникационный канал). В системе с такой структурой стремятся иметь один общий для всех элементов датчик входных величин (например, трансформатор тока).
Выход из строя датчика входных величин или общей цифровой шины полностью нарушает работу всей системы защиты. В системах РЗ традиционно с явным эффектом применяется радиальная структура, при которой в каждой защите (или в группе защит) используется отдельный трансформатор тока. Общим, по сути, для всех защит является только один элемент - выключатель. Благодаря этой структуре выход из строя отдельного элемента приводит лишь к утрате отдельных функций и не нарушает работу системы защиты в целом.
В-третьих, цифровым системам свойственно глобальное обобщение и совмещение функций, обусловленное исходной идеей построения микропроцессорных устройств: один набор унифицированных узлов позволяет выполнять разные функции за счет программного способа управления ими. Каждая управляющая программа однозначно устанавливает последовательность выполнения операций, что обеспечивает возможность задавать один из возможных алгоритмов работы микропроцессорного устройства. Отсюда стремление осуществлять функции всех защит, а иногда еще и функции управления подстанцией с помощью одной цифровой системы. Системам РЗ, в отличие от цифровых систем, свойственно стремление к персонализации. Отдельное устройство, выполняющее отдельную функцию, контролирует отдельный объект. Это, безусловно, дает существенные преимущества в обеспечении высокой надежности РЗ.
В-четвертых, РЗ - это огромная управляющая система, представляющая собой совокупность согласованно и целенаправленно действующих взаимосвязанных разнообразных по природе элементов и автоматических устройств. Каждый ее элемент обеспечивает выявление и отделение от ЭЭС поврежденного объекта, а РЗ в целом обеспечивает сохранение работоспособности ЭЭС при повреждениях. Это системный эффект, ради которого, собственно, система РЗ построена. С системой, безусловно, надо считаться. Можно попробовать создать новую операционную систему для компьютеров. Пусть она будет во много раз лучше Windows. Но ее не будут покупать и устанавливать на свои компьютеры, потому что для неё нет программ. Производители программ не будут создавать под нее новые программы, потому что нет пользователей с этой операционной системой, которые бы покупали эти программы. Такая разработка обречена на забвение.
В-пятых, в аппаратной и программной части цифровых систем задействовано огромное количество компонентов и команд, соответственно. Вероятность возникновения аппаратных повреждений и программных сбоев при этом оказывается очень высокой. Редкий компьютер может работать без подобного рода нарушений хотя бы несколько лет, и не лучшие показатели периодичности отказов электромеханических комплектов РЗ (22 года) для цифровой техники представляются пока фантастическими.
Таким образом, стремление преодолеть противоречивые порой особенности РЗ и цифровой техники вызывает необходимость решения широкого круга задач научно-исследовательского характера.
Вместе с этим неизбежно повышается роль научной составляющей любых проектов в РЗ: более точные и более сложные модели защищаемых объектов; более развитые логические связи между устройствами РЗ, которые
действуют в любых условиях и не подвержены воздействию внешних электрических и электромагнитных помех; упреждающие функции в релейной защите; новые более рациональные структуры построения систем РЗ.
Особый интерес представляют комплексные решения, в которых не только решаются отдельные задачи по улучшению свойств отдельных защит, но и достигается дополнительный системный эффект за счет единства (эффект появления новых свойств системы, отдельные компоненты которой этими свойствами не обладают).
Факторы технической эффективности разработки. Вновь создаваемая система релейной защиты должна обеспечить:
- повышение надежности электроснабжения потребителей за счет улучшения основных свойств (селективности, быстродействия, чувствительности и надежности) и выполнения всех своих основных функций по выявлению и локализации повреждений при работе как в составе централизованной системы управления подстанцией, так и при автономной работе устройств защиты, установленных на отдельных элементах подстанции;
- снижение ремонтно-эксплуатационных расходов за счет автоматического диагностирования и резервирования отдельных устройств защиты, временно выведенных из работы;
- повышение степени защиты от несанкционированного доступа по цифровым сетям к параметрам срабатывания релейной защиты и автоматики, а также к элементам управления подстанцией за счет четкого разграничения функций релейной защиты на базовые и сервисные.
Задача инженерно-экономического обоснования разработки новых систем РЗ. Наиболее значимые инженерно-экономические аспекты новых разработок можно наглядно выделить на примере полной системы управления с выделенной системой защиты, предназначенной для установки на подстанциях класса 110/35/10 кВ, организованной по новым принципам.
В основу системы защиты положен принцип четкого отделения основных функций релейной защиты от сервисных. Этот подход позволяет получить все перечисленные составляющие технического эффекта.
Пусть основной задачей научно-исследовательской и опытно-конструкторской работы (НИОКР) является создание новой высокоэффективной и надежной цифровой системы релейной защиты и автоматики (ЦСРЗА) и управления в нормальных режимах с опытным образцом для подстанций класса 110/35/10 кВ.
Управление подстанцией должно быть четко разделено по функциям:
- управление в нормальных режимах (на основе принципов оперативно-диспетчерского управления с развитой информационно-аналитической базой, автоматики управления нормальными режимами и других средств);
- управление в аварийных режимах (на основе принципов противоава-рийной автоматики);
- управление при повреждениях (на основе принципов релейной защиты).
Для управления подстанцией в нормальных режимах должна быть разработана централизованная автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУТП) подстанции.
Для управления подстанцией в аварийных режимах должна быть разработана цифровая система релейной защиты, которая должна действовать независимо (автономно) от других систем управления подстанцией с минимальным количеством каналов связи и отделять поврежденные элементы электроэнергетической системы от исправной ее части с минимальным временем по заранее определенным алгоритмам.
Общие технические требования к работе. Разрабатываемая ЦСРЗА, безусловно, должна выполнять основные функции релейной защиты применительно к двухтрансформаторной подстанции класса напряжений 110/35/10 кВ с главной схемой типов 5Н, 5АН и других, близких по структуре типов схем с трансформаторами мощностью 6,3 МВА и более.
В этой связи разрабатываемая ЦСРЗА должна обеспечивать селективное отключение коротких замыканий в соответствующих зонах действия защит с наименьшим возможным временем с целью сохранения бесперебойной работы неповрежденной части электроэнергетической системы (ЭЭС), а также сохранения устойчивой работы ЭЭС, восстановления нормальной работы с помощью средств противоаварийной автоматики (автоматической частотной разгрузки, автоматического повторного включения, автоматического включения резервного питания и др.) и ограничения степени разрушения поврежденных элементов.
Разрабатываемая ЦСРЗА должна выполнять все свои основные функции по выявлению и локализации повреждений в контролируемой электроэнергетической системе при работе как в составе централизованной автоматизированной системы управления технологическими процессами подстанции, так и при автономной работе устройств защиты, установленных на отдельных элементах подстанции.
Разработка должна быть завершена созданием и всесторонним исследованием опытного образца ЦСРЗА в составе АСУТП подстанции, который должен быть установлен и введен в эксплуатацию на действующей подстанции.
Принятые при разработке решения должны удовлетворять требованиям действующих в электроэнергетике нормативно-технических документов.
Программно-технический комплекс АСУТП, представляющий собой интегрированную систему управления подстанцией, должен обеспечивать:
- обмен информацией с верхними уровнями контроля и управления;
- дистанционное управление оборудованием подстанции (функции устройств телемеханики);
- мониторинг основного силового оборудования подстанции и микропроцессорных терминалов релейной защиты (МП РЗА);
- контроль состояния силового коммутационного оборудования (включено, отключено, положение заземляющих ножей и выкатных тележек) и состояния устройств защит и автоматики (факт срабатывания);
- управление коммутационными аппаратами (выключателями 110 кВ, разъединителями 110 кВ, выключателями 10 кВ);
- передачу телемеханической информации по имеющимся и перспективным каналам связи;
- регистрацию аварийных событий;
- мониторинг счетчиков коммерческого и технического учета электроэнергии.
На каждом из элементов контролируемой ЦСРЗА части ЭЭС должна быть предусмотрена основная защита, предназначенная для ее действия при повреждениях в пределах всего защищаемого элемента с временем, меньше чем у других, установленных на этом элементе защит. Кроме этого, на каждом из элементов контролируемой ЦСРЗА части ЭЭС должна быть предусмотрена резервная защита, обеспечивающая дальнее резервное действие. Если в качестве основной защиты используется защита с абсолютной селективностью, то резервная защита должна выполнять функции не только дальнего, но и ближнего резервирования.
Измерение токов и напряжений, контролируемых устройствами ЦСРЗА, должно осуществляться с помощью традиционных электромагнитных трансформаторов тока и напряжения. При этом основные и соответствующие резервные защиты должны, как правило, получать входные сигналы от разных вторичных обмоток трансформаторов тока.
Питание устройств ЦСРЗА должно осуществляться от источника оперативного постоянного тока.
Для линий электропередачи (ЛЭП) 110 кВ должна быть предусмотрена основная и резервная защиты. В качестве основных защит может быть применена продольная дифференциальная защита линий (ДЗЛ) или направленная высокочастотная защита (НВЧЗ). При использовании защит ДЗЛ или НВЧЗ необходимо предусмотреть установку второго полукомплекта на противоположном конце ЛЭП 110 кВ и канал связи между полукомплектами.
В качестве резервных защит должны использоваться ступенчатые дистанционные защиты (ДЗ) от всех видов замыканий и токовые направленные защиты нулевой последовательности (ТНЗНП) от замыканий на землю.
На стороне 110 кВ должна быть предусмотрена автоматика управления выключателями (АУВ) с функцией автоматического повторного включения (АПВ) и устройством резервирования отказа выключателя (УРОВ).
Должна быть предусмотрена защита ошиновки 110 кВ по дифференциальному принципу.
Должна быть предусмотрена отдельная защита, устанавливаемая на шино-соединительный выключатель 110 кВ, содержащая токовые защиты от междуфазных и однофазных КЗ.
Для трансформаторов должны быть предусмотрены защиты от следующих видов повреждений:
- междуфазных замыканий в обмотках и на выводах;
- однофазных коротких замыканий на землю в обмотках и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;
- витковых замыканий в обмотках;
- токов в обмотках, обусловленных внешними короткими замыканиями;
- токов в обмотках, обусловленных перегрузками;
- понижением уровня масла в баке масляного трансформатора;
- однофазных замыканий на землю в сетях 10 кВ и 35 кВ.
Должны быть предусмотрены все защиты, устанавливаемые на трансформаторах данного класса, в соответствии с нормативными документами:
- газовая защита;
- продольная дифференциальная защита;
- защита от токов внешних КЗ;
- защита от однофазных замыканий на землю (в соответствии с п. 6.13);
- защита от перегрузки;
- другие защиты, улучшающие основные свойства системы РЗА.
Для отходящих линий 10 кВ и 35 кВ должны быть установлены защиты от междуфазных замыканий и однофазных замыканий на землю. В качестве основных защит от междуфазных коротких замыканий должны использоваться токовые защиты с зависимыми и независимыми от тока выдержками времени срабатывания.
Резервная защита должна осуществлять дальнее резервирование всех защит смежных присоединений, в том числе защит трансформаторов, подключенных к ответвлениям на защищаемых ЛЭП.
Защита от однофазных замыканий на землю должна обеспечивать выявление поврежденного присоединения при изолированной и компенсированной (заземленной через индуктивное или активно-индуктивное сопротивление) нейтрали и иметь возможность действовать на отключение и на сигнал.
На вводных выключателях 10 кВ и 35 кВ должны быть установлены специальные защиты, выполняющие функции комплекта основных токовых защит, и дополнительные функции управления.
На секционных выключателях 10 кВ и 35 кВ должны быть установлены специальные защиты, выполняющие функции комплекта основных токовых защит, и дополнительные функции, а также автоматическое включение резервного питания (АВР).
На всех секциях шин 10 кВ и 35 кВ должна быть предусмотрена компенсация емкостных токов замыкания на землю, реализованная с помощью дуго-гасящих агрегатов (ДГА) на 10 кВ и дугогасящих катушек (ДГК) на 35 кВ. Автоматика управления ДГА и ДГК должна обеспечивать их настройку в резонанс по собственной частоте контура нулевой последовательности при заземлении нейтрали как через индуктивное, так и через активно-индуктивное сопротивление.
В закрытом распределительном устройстве подстанции должна быть установлена дуговая защита.
Для секционированных шин 10 кВ и 35 кВ должна быть предусмотрена логическая защита шин (ЛЗШ), построенная на цепях пуска от третьих ступеней токовых защит.
Для распределительного устройства 10 кВ должна быть предусмотрена автоматическая частотная разгрузка.
Оценка финансовых параметров НИОКР. В сложившихся условиях новые плодотворные решения в релейной защите электроэнергетических систем могут возникать лишь на хорошей экономической (финансовой) основе.
Это высокоинтеллектуальная работа. Она может быть выполнена только высококвалифицированными специалистами на хорошей материальной базе, которая предполагает оснащенные добротным исследовательским оборудованием лаборатории, современные производственные возможности, опытные образцы и другие атрибуты НИОКР.
По сути, это инвестиции, или долгосрочное вложение экономических ресурсов, с целью создания или совершенствования объектов электроэнергетики, которые будут приносить выгоду в будущем.
Наиболее наглядный анализ эффективности инвестиционных проектов делается на основе исследования денежных потоков (доходов и расходов). Но цель функционирования релейной защиты ЭЭС заключается не в создании прямых доходов, а в предотвращении развития аварийных ситуаций при повреждении отдельных элементов ЭЭС. Поэтому в основу анализа инвестиций в релейную защиту целесообразно положить предотвращение возможного ущерба от возможных аварий в ЭЭС.
Основные финансовые параметры инвестиционного проекта. Маркетинговый прогноз можно построить на известных статистических материалах, опубликованных в официальных изданиях, на примере близких по технической сущности систем защиты [3].
Используя технические показатели вновь создаваемой цифровой системы релейной защиты и автоматики (ЦСРЗА) и управления (ЦСУПС) в сравнении с базовой системой, можно оценить ожидаемый годовой экономический эффект:
Э = А (ЛБ - Лн) + Д (ПБ - ПН) + ЕН (СБ - СН) , где А - среднее значение ущерба от одного отключения линии 6-10 кВ; ЛБ и ЛН - количество аварийных отключений линий при использовании базовой и новой ЦСРЗА и ЦСУПС в год, соответственно; ПБ и ПН - количество аварийных отключений секции шин подстанции при использовании базовой и новой ЦСРЗА и ЦСУПС в год, соответственно; ЕН - принятый нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (можно принять ЕН = 0,15); СБ и СН - оптовые цены базовой и новой систем ЦСРЗА и ЦСУПС, соответственно.
В соответствии с целевой установкой эффективность вновь разработанной защиты обусловлена повышением основных показателей технического совершенства - селективности, чувствительности и быстродействия.
Технические факторы, обеспечивающие экономическую эффективность вновь разрабатываемой ЦСРЗА и ЦСУПС:
- более совершенная защита от ОЗЗ с функцией определения поврежденного присоединения;
- уменьшение времени и материальных затрат на выполнение ремонт-но-эксплуатационных работ в связи с более точным определением места повреждения;
- снижение общего количества повреждений линий (переход однофазных замыканий на землю в междуфазные и многоместные однофазные замыкания) в связи с компенсацией емкостных токов замыкания на землю с автоматической настройкой;
- защита от несанкционированного вмешательства в работу релейной защиты и автоматики;
- снижение общего количества отказов и неправильных действий релейной защиты в связи с применением новой структуры релейной защиты на подстанции.
Релейную защиту на подстанциях класса 110 кВ, оснащенных АСУ ТП, предлагают строить по централизованному принципу, по аналогии с так называемыми «цифровыми подстанциями» классов напряжения 220 кВ и выше.
Этот подход не годится для наиболее массовых двухтрансформаторных подстанций с высшим напряжением 110 кВ. На этих подстанциях необходима высокая степень автономности защит, устанавливаемых на отдельных объектах, чтобы каждая из них могла работать при нарушении связей с АСУ ТП, со смежными защитами и общими датчиками сигналов.
Количественные финансовые показатели инвестиционного проекта. Разработка новой ЦСРЗА и ЦСУПС связана с решением ряда задач научно-технического, опытно-конструкторского и организационного характера. Для выполнения этих работ необходимо привлечение финансовых, кадровых, производственных и других материальных ресурсов. Требуемый объем финансирования разработки определен в калькуляции и заявке на НИОКР.
Стартовые показатели: стоимость проекта 99,21 млн руб., период реализации, примерно, 6 лет (из них 1,5 года НИОКР), инвестиции в первый год 63,0 млн руб., инвестиции во второй год 36,21 млн руб., стоимость базовой системы защиты (базовый вариант для сравнения) 90,74 млн руб.
Общая стоимость предлагаемой новой децентрализованной системы релейной защиты и управления несколько выше (СН = 99,21 млн руб., СБ = 90,74 млн руб.), чем централизованной (базовой), но незначительное превышение капитальных затрат компенсируется значительным техническим и финансовым эффектом при эксплуатации.
Оценка объема продаж. Вновь разрабатываемая система защиты предназначена для использования на двухтрансформаторных подстанциях с высшим напряжением 110 кВ.
Пусть в Сетевой компании имеется 200 подстанций этого класса. Примерно 75% из них необходимо оснастить новыми цифровыми системами релейной защиты в ближайшие годы. Следовательно, требуется установить, примерно, 150 комплектов ЦСРЗА и ЦСУПС. В перспективе для полного оснащения подстанций этими защитами необходимо, примерно, 200 комплектов новых систем защиты. Этот процесс будет длиться несколько лет и будет связан с модернизацией, реконструкцией, ремонтами и строительством новых подстанций.
Исходные данные. Средний недоотпуск электрической энергии при аварийном отключении одной линии 6-10 кВ с учетом действия АВР и АПВ при средней продолжительности отключения 3 ч составляет, примерно, 400 кВтч. [4]. Средний удельный ущерб (с учетом отечественных и зарубежных экспертных оценок) составляет 4 $/кВт-ч [2], или 228 руб./кВт-ч (при курсе доллара 57 руб.). Тогда среднее значение ущерба от одного отключения, примерно, 91,2 тыс. руб. (А = 91,2 тыс. руб.).
Можно принять общую протяженность линий 6-10 кВ в электроэнергетической системе Сетевой компании равной 24 000 км, а среднюю длину - 12 км. По статистическим данным в среднем происходит 1,5 отключения в год [4]. Тогда общее количество отключений линий составляет примерно 3000 в год.
В соответствии со статистическими данными, в среднем на подстанции происходит 0,15 отключения секции шин в год. Тогда общее количество отключений секции шин (если в Сетевой компании примерно 200 подстанций) может составить примерно 60 в год.
При аварийном отключении секции шин подстанции теряют питание, в среднем 12 линий 6-10 кВ. Ущерб от недоотпуска электрической энергии при этом составляет примерно 1094,4 тыс. руб. на 1 отключение.
Пусть при использовании новой системы защиты количество аварийных отключений линий и секций шин уменьшится на 25%, и не все, а только 50% отключений линий и секций шин сопровождаются ущербом. Тогда:
ЛБ = 3000 ■ 0,5 = 1500; ЛН = 3000 ■ (1 - 0,25) ■ 0,5 = 1125;
ПБ = 60 ■ 0,5 = 30; ПН = 60 ■ (1 - 0,25) ■ 0,5 = 22,5.
Таким образом, ожидаемый экономический эффект от использования новой ЦСРЗА в Сетевой компании составляет:
Э = 91,2 ■ (1500 - 1125) +1094,4 ■ (30 - 22,5) + 0,15- (90 740 - 99 210) = = 41 137,5 тыс. руб. ~ 41,1 млн руб.
Внутренняя норма доходности (international rate of return - IRR). Показатель внутренней нормы доходности характеризует максимально допустимый относительный уровень расходов, которые могут быть произведены при реализации данного проекта. Иными словами, инвестор получает возможность сравнить полученное для инвестиционного проекта значение IRR с ценой привлеченных финансовых ресурсов (cost of capital - CC). Значение IRR показывает верхнюю границу допустимого уровня банковской процентной ставки, превышение которой делает проект убыточным. Если IRR больше CC (в процентах), то проект прибыльный и его можно принять.
Значение IRR для проекта, рассчитанного на 6 лет, требующего инвестиций в размере IC = 99,21 млн руб. Предполагаемый финансовый эффект в виде экономии в первый год реализации проекта отсутствует, так как средства инвестируются в реализацию НИОКР и эффект P1 = 0. В последующие годы (в качестве прогноза) можно принять: P2 = P3 = P4 = P5 = P6 = Э = 41,1 млн руб.
Ориентируясь на заведомо высокие процентные ставки на ссудный капитал, выбирают два значения коэффициента дисконтирования V1 меньше V2 так, чтобы на интервале от Vi до V2 функция NPV(V) меняла знак. Значение IRR определяется по формуле:
ш=,1+i—Nim—k _ „),
1 (NPV(h)-NPV(h)J 2
где i1 и i2 - соответственно, значения процентной ставки в интервале между которыми функция NPV(V) меняет знак.
Для определения IRR можно принять произвольно значения нижней и верхней процентной ставки, соответственно, 20% и 25%. Расчеты удобно выполнить в табличном виде. Первая итерация представлена в табл. 1.
Таблица 1
Расчет IRR (первая итерация)
Год, t Поток, P, млн руб. Значения при i = 20% Значения при i = 25%
F(t)=1/(1+0,2)t NPV(t)= =(1/(1+0,2)t)P-IC V(t)=1/(1+0,25)t NPV(t)= =(1/(1+0,25)t)P-IC
0 -99,21 1 -99,21 1 -99,21
1 0 0,8333 0 0,8 0
2 41,1 0,6944 28,5 0,64 26,3
3 41,1 0,5787 23,8 0,512 21,04
4 41,1 0,48 19,7 0,4 16,44
5 41,1 0,4 16,4 0,33 13,56
6 41,1 0,34 13,9 0,26 10,69
Общий 3,09 -11,18
Значение IRR в результате первой итерации:
( 3 09 ^
IRR = 20 + 1-^-1(25 - 20) = 21,08%.
^ 3,09 - (-11,18))
Вторая итерация при ставках 21% и 22% позволит уточнить значение IRR (табл. 2).
Таблица 2
Расчет IRR (вторая итерация)
Год, t Поток, P, млн руб. Значения m ри i = 21% Значения п ри i = 22%
V(t)=1/(1+0,21)t NPV(t)= (1/(1+0,21)t)P-IC V(t)=1/(1+0,22)t NPV(t)= (1/(1+0,22)t)P-IC
0 -99,21 1 -99,21 1 -99,21
1 0 0,83 0 0,82 0
2 41,1 0,68 27,9 0,67 27,5
3 41,1 0,56 23 0,55 22,6
4 41,1 0,47 19,3 0,45 18,5
5 41,1 0,39 16 0,37 15,2
6 41,1 0,32 13,2 0,3 12,3
Общий 0,19 -3,11
Значение IRR в результате второй итерации:
IRR2 = 21 + |-—-1(22 - 21) = 21,05%.
^ 0,19 - (-3,11) у
Таким образом, верхнее предельное значение процентной ставки, при которой обеспечивается окупаемость кредита для финансирования проекта, составляет 21,05%. Процентная ставка по кредитам ведущих банков (например, 14,74% в Сбербанке) меньше значения IRR, поэтому предлагаемый проект можно признать, по крайней мере, окупаемым.
Чистый дисконтированный доход (net present value - NPV):
NPV = 205,5 млн руб.
Дисконтированный срок окупаемости (discount payback period method - DPP). Это продолжительность периода, в течение которого сумма чистых доходов, дисконтированных на момент завершения инвестиций, равна сумме инвестиций.
Сумма чистых доходов за первый, второй и третий год составляет 82,2 млн руб. Следовательно, на четвертом году реализации проекта наступит баланс:
DPP = 3 + 17,01 / 41,1 = 3,4 года, где 17,01 млн руб. - это невозмещенный после первых двух лет реализации проекта остаток инвестиций (99,21 - 82,2); 41,1 млн руб. - доходы, поступающие в третьем году реализации проекта.
Выводы. 1. Цель функционирования релейной защиты ЭЭС заключается не в создании прямых доходов, а в предотвращении развития аварийных ситуаций при повреждении отдельных элементов ЭЭС. Поэтому в основу анализа инвестиций в релейную защиту целесообразно положить предотвращение возможного колоссального ущерба от возможных аварий в ЭЭС.
2. Анализ эффективности инвестиционных проектов в области релейной защиты целесообразно выполнять на основе исследования денежных потоков (доходов и расходов) при условии сохранения или улучшения основных технических функций. Наиболее общим показателем эффективности может служить дисконтированный срок окупаемости, который представляет собой продолжительность периода, в течение которого сумма чистых доходов, дисконтированных на момент завершения инвестиций, становится равной сумме инвестиций. Учитывая специфику ЭЭС и РЗ, проект можно считать эффективным, если срок его окупаемости не превышает 5 лет.
3. Проект НИОКР «Разработка и исследование высокоэффективной цифровой системы релейной защиты и автоматики и управления с опытным образцом для подстанций класса 110/35/10 кВ», рассмотренный в качестве примера, является окупаемым и может быть реализован как за счет собственных средств, так и за счет привлечения авансируемого капитала. Это подтверждается достаточно высоким значением показателя IRR = 21,05%, которое превышает процентные ставки кредитования в ведущих отечественных банках. Расчетный срок окупаемости составляет 3,4 года, и начиная с четвертого года проект будет давать финансовый эффект в виде экономии.
Литература
1. Булычев А.В., Гуляев В.А. Инновационные технико-экономические решения в релейной защите электрических систем. Вологда: ВоГТУ, 2005. 92 с.
2. Лесных А.В., Лесных В.В. Оценка ущерба и регулирование ответственности за перерывы в электроснабжении: зарубежный опыт // Проблемы анализа риска. 2005. Т. 2, № 1. С. 33-49.
3. Мелкумов Я.С. Финансовые вычисления. Теория и практика: учеб.-справ. пособие. М.: ИНФРА-М, 2002. 383 с.
4. Перова М.Б. Качество сельского электроснабжения: комплексный подход. Вологда: ВоГТУ, 1999. 73 с.
5. Статистические данные о работе релейной защиты и электроавтоматики в энергосистемах СССР за 1979 год. М.: Служба передового опыта и информации Союзтехэнерго, 1980. 40 с.
БУЛЫЧЕВ АЛЕКСАНДР ВИТАЛЬЕВИЧ - доктор технических наук, профессор, технический директор, ООО «НПП Бреслер»; профессор кафедры теоретических основ электротехники и релейной защиты и автоматики, Чувашский государственный университет, Россия, Чебоксары (bav@bresler.ru).
A. BULYCHEV FEASIBILITY STUDY OF INVESTMENTS IN RESEARCH AND DEVELOPMENT IN POWER SYSTEM PROTECTION FIELD
Key words: relay protection, emergency control, power system, digital substation, investments.
The article is devoted to investment project's efficiency in power system protection field. The author stressed the control features ofpower system in normal operating condition, in case of high level perturbation and damages of individual elements. Also, the expediency of construction of relay protection as a separate system based on the individual appliances, isolated functionally from other control systems, is substantiated (centralized traffic control and automation emergency system facilities, meters, etc.). The analysis of investments to relay protection is based on preventing colossal damage caused by possible faults in power systems. Expediency of basing the analysis of the investment project's efficiency on research of cash flow upon condition of saving or improvement basic functions is demonstrated.
References
1. Bulychev A.V., Gulyaev V.A. Innovatsionnye tekhniko-ekonomicheskie resheniya v releinoi zashchite elektricheskikh system [Innovative techno-economic solutions in the field of relay protection of electrical systems]. Vologda, Vologda State Technical University Publ., 2005, 92 p.
2. Lesnykh A.V., Lesnykh V.V. Otsenka ushcherba i regulirovanie otvetstvennosti za pereryvy v elektrosnabzhenii: zarubezhnyi opyt [Damage assessment and the regulation of liability for interruptions in the power supply: international experience]. Problemy analiza riska [Problems of risk analysis], 2005, vol. 2, no. 1, pp. 33-49.
3. Melkumov Ya.S. Finansovye vychisleniya. Teoriya ipraktika: ucheb.-sprav. posobie [Financial calculations. Theory and practice: training and reference manual]. Moscow, INFRA-M Publ., 2002, 383 p.
4. Perova M.B. Kachestvo sel'skogo elektrosnabzheniya: kompleksnyi podkhod [The quality of rural power supply: an integrated approach]. Vologda, Vologda State Technical University Publ., 1999, 73 p.
5. Statisticheskie dannye o rabote releinoi zashchity i elektroavtomatiki v energosis-temakh SSSR za 1979 god [Statistics on the work of relay protection and automatics in power systems of the USSR for 1979]. Moscow, 1980, 40 p.
BULYCHEV ALEXANDER - Doctor of Technical Sciences, Professor, Technical Director, LLC «NPP Bresler»; Professor, Department of Theoretical Fundamentals of Electrical Engineering and Relay Protection and Automation, Chuvash State University, Russia, Cheboksary (bav@bresler. ru).
Ссылка на статью: Булычев А.В. Инженерно-экономическое обоснование инвестиций в научно-исследовательские работы по релейной защите и автоматике электроэнергетических систем // Вестник Чувашского университета. - 2017. - № 1. - С. 61-75.
