Интеллектуализация эксплуатации генераторов (the large generation "smartening"). О недооценке генерации как элемента ИЭС ААС

Согласно известной «Концепции интеллектуальной энергосистемы с активно-адаптивной сетью» (ред. 5.0) ИЭС ААС «представляет собой электроэнергетическую систему нового поколения, основанную на мультиагентном принципе организации и управления ее функционированием и развитием с целью обеспечения эффективного использования всех ресурсов (природных, социально-производственных и человеческих) для надежного, качественного и эффективного энергоснабжения потребителей за счет гибкого взаимодействия всех ее субъектов (всех видов генерации, электрических сетей и потребителей) на основе современных технологических средств и единой интеллектуальной иерархической системы управления». Таким образом, предполагаемое системное преобразование электроэнергетики включает генерацию в состав основных элементов. интеллектуальная энергосистема потребитель сеть

Все виды генерации рассматриваются как «субъекты» ИЭС, хотя особое внимание уделяется распределенной генерации как достаточно новому для России виду генерации, к которому потребители стали прибегать из-за сложности и дороговизны присоединения к системе электроснабжения. Наиболее проработаны в Концепции сетевые проблемы и технологии управляемых систем электропередачи переменного тока FACTS. Слабо изложено все, что касается генерации, в том числе распределенной: нет ни анализа проблем, ни направлений их решения.

Рекомендованный путь повышения надежности электроснабжения путем использования «ресурсов на стороне потребителя (через управление спросом и распределенную генерацию)», т.е внедрение малых генерирующих установок с микросетями и накопителями энергии, в т.ч. на базе возобновляемых источников энергии,- это фактическая рекомендация потребителям обеспечивать себя электроэнергией самим при помощи собственных автономных энергоустановок, т.е. за свой счет. При этом весьма проблематична надежность электроснабжения от таких установок в условиях нехватки квалифицированных кадров для технического обслуживания и достаточного резерва мощности.

В дальнейшем развитии темы недооценка большой генерации как элемента ИЭС усиливается. Так, в отчете о совместном российско-американском исследовании «Правовые, рыночные, потребительские и технические препятствия развитию технологии «интеллектуальных сетей» в США и России» [1] в § 2.5 GENERATION только распределенная генерация рассматривается как основа для интеллектуальной энергетической системы (“Smart Grid”), вследствие сомнений по поводу интеллектуализации большой генерации («“smartening” of large generation remains a challenge»). Имеются в виду маломощные генерирующие устройства (25 МВт в единице и менее), использующие оба традиционных ископаемых топлива и возобновляемые источники энергии.

В указанном отчете показано, что в электроэнергетике России доля установленных мощностей менее 300 МВт в единице составляет менее 15%, и это не изменится до 2030 г. Единичных мощностей до 25 МВт имеется еще меньшая доля (до 8%), а выработка электроэнергии на этих малых станциях составляет всего 5%. Поэтому трудно согласиться с тем, что более мощные генерирующие установки не рассматриваются как объект «интеллектуализации». И нельзя не видеть, что большая часть препятствий развитию «интеллектуальных» технологий в части генерации является препятствиями, специфичными именно для маломощной распределенной генерации (МГР).

Приведенные в отчете преимущества МГР такие, как маневренность и высокий КПД (для когенерации) присущи также и более мощным парогазовым и газотурбинным энергоблокам. Создание резервов мощности на действующих крупных электростанциях более оправдано технически и экономически, чем предлагаемым путем группирования мелких генерирующих установок в «виртуальные» электростанции при помощи Smart Grid - технологий. Относительно короткий срок окупаемости и быстрый возврат инвестиций могут достигаться и для крупных мощностей при расширении действующих электростанций (что сейчас и делается рядом энергокомпаний), а также при модернизации с повышением мощности действующих энергоблоков, что широко применяется за рубежом, а в России сдерживается, поскольку не поощряется экономически.

Таким образом, нет причин ограничиваться распределенной генерацией как объектом для «интеллектуализации». В России достаточно развиты предпосылки для «the large generation smartening» именно потому, что мощные генераторы более полно снабжены средствами контроля технологических параметров, реализация контроля входит в состав задач ряда автоматизированных систем (АСУ ТП), которыми оснащены крупные электростанции, ставится цель внедрения мониторинга технического состояния силового энергооборудования, в том числе генераторов [2].

Нельзя не учитывать также, что энергетическая безопасность генерирующих энергообъектов должна реализовываться не только путем ввода в действие новых генераторов, но и путем поддержания работоспособного технического состояния критических элементов действующих генераторов, особенно работающих за пределами нормативного срока службы [3] .

Что же предлагается понимать под «the generation smartening»? Это, прежде всего, интеллектуализация эксплуатации генератора как элемента ИЭС России, реализуемая в двух основных направлениях путем широкого использования компьютерных технологий:

1. Интеллектуализация технологического контроля (ТК) генератора, работающего в сети под нагрузкой. Цель: генератор должен «сам» через свою систему контроля сообщать о неполадках активных частей и вспомогательных систем.

2. Интеллектуализация обследования генератора, выведенного в ремонт, с обработкой данных измерений и испытаний. Цель: максимальное выявление дефектов и их устранение во время плановых остановов, создание баз данных по результатам обследований для их накопления и дальнейшего планирования технического обслуживания и ремонтов (ТО и Р).

Предпосылки для развития этих направлений заключаются в наличии значительного научно-технического задела, наработанного разными фирмами, что должно снизить затраты на разработку:

- известны типичные дефекты, являющиеся первопричинами вынужденных остановов, практически для всех типов действующих генераторов [4?8];

- известны типичные неполадки вспомогательных систем генераторов, приводящие к вынужденным остановам [4?8];

- имеются разработанные алгоритмы для специфической обработки и анализа данных ТК с решением задач диагностирования дефектов в процессе эксплуатации, включая задачи обеспечения безопасности генераторов с водородным охлаждением [9, 10];

- имеются на электростанциях АСУ ТП, в состав задач которых могут быть включены задачи обработки и анализа данных ТК генераторов;

- известны новые IT-технологии сбора и передачи информации, позволяющие непосредственно на электростанциях ограничиться сбором данных, а обработку и анализ их проводить в соответствующих центрах, возможно, с использованием «облачных» технологий;

- известны варианты информационных систем, которые могут быть использованы на электростанциях для оптимизации ТО и Р, используются различные виды журналов дефектов - оперативных и ремонтных, формуляров дефектов для полноты осмотра [7, 11, 12];

- известны апробированные диагностические методики и аппаратура, используемые при обследованиях генераторов, с компьютерной обработкой и выдачей результатов измерений, а также в процессе эксплуатации [7, 13].

Ожидаемые результаты:

- снижение числа отказов, т.е. повышение готовности;

- снижение недовыработки энергии, т.е. снижение убытков, связанных с отказами;

- выявление и использование допустимых перегрузок в пиковых режимах путем уточнения диапазона регулирования мощности;

- управление нагрузкой генераторов с учетом их технического состояния;

- достаточно быстрый возврат капитала за счет предупреждения отказов генераторов [14].

Конечно, интеллектуализации эксплуатации генераторов (ИЭГ) должен предшествовать выбор стратегии эксплуатации [8] в части технического обслуживания и ремонтов (ТО и Р) из следующих возможных:

- эксплуатация «до отказа» генератора или его критического узла с последующим его аварийным ремонтом или заменой;

- увеличение резерва мощности, позволяющее исключить перерывы энергоснабжения из-за отказов генераторов, при этом эксплуатация генератора «до отказа» с последующим его аварийным ремонтом или заменой;

- замена генератора в целом или его основных узлов по достижении заданного срока эксплуатации;

- эксплуатация с ТО и Р генераторов «по техническому состоянию»;

- планово-профилактические ремонты (ППР) генераторов по заданному циклу чередования по годам капитальных, средних и текущих ремонтов.

Для первых трех стратегий ИЭГ не нужна, но для ТО и Р «по техническому состоянию» и по схеме ППР предупреждение отказов генерирующего оборудования путем контроля и учета его фактического технического состояния посредством ИЭГ должно быть основой стратегии. Конечно, выбор стратегии должен проводиться на основе расчета экономической эффективности с учетом и срока службы генераторов.

Возможности реализации ИЭГ в России сильно ограничены мерами государственного регулирования, стимулирующего инвестиции лишь в новую генерацию, не стимулирующего превентивных мероприятий и не предусматривающего адекватных санкций за аварии. Этому способствует также отсутствие регламентации уровня надежности документами высокого уровня, т.е. требований к надежности генерирующего энергооборудования со стороны государства [15].

Следует отметить отрицательную роль подхода к страхованию генераторов, не требующего от страхователя мероприятий по снижению ущерба от повреждений, в том числе контроля технического состояния. Не являются застрахованными повреждения вследствие «любых дефектов, существовавших на момент заключения договора страхования, о которых страхователь знал или должен был знать» [16]. Получается ситуация с выбором, когда - или контроль с выявлением дефектов и предупреждение аварии, или страховая выплата за аварию без превентивных мероприятий.