Файл: Управление рисками в проектной среде ( SmartGrid).pdf

7. Оптимизация управления активами: переход к удаленному мониторингу производственных активов в режиме реального времени, интегрированному в корпоративные системы управления, для повышения эффективности оптимизации режимов работы и совершенствования процессов эксплуатации, ремонтов и замены оборудования по его состоянию и, как следствие, обеспечение снижения общесистемных затрат.

В табл. 3 укрупненно представлена сравнительная характеристика функциональных свойств сегодняшней энергетической системы и энергетической системы на базе концепции Smart Grid.

Таблица 3

Сравнительная характеристика функциональных свойств 

сегодняшней энергетической системы и энергетической системы 

на базе концепции Smart Grid^[9]

Важнейшими отличиями энергосистем Запада от энергосистем России являются:

-большие резервы по генерации (до 30 % от пикового потребления в США) и особенно по пропускной способности линий электропередачи (до 60 % в отдельных странах Европы);

-малое количество больших электростанций, имеющих си- стемообразующее значение для электроэнергетики целого региона;

-большая разветвленная топология электрических сетей среднего и высокого напряжения (до 400 кВ) с малой дальностью передачи (100–200 км);

-малое количество или полное отсутствие протяженных систе- мообразующих ВЛ с ультравысоким уровнем напряжения (более 500 кВ), выполняющих задачи переброски больших мощностей из одного географического района страны в другой;

-высокая степень надежности технологического оборудования, в результате чего отсутствует необходимость его дополнительной страховки. Поэтому реализация Smart Grid для РФ более актуальна.

В настоящее время в ряде российских энергетических компаний разрабатываются и реализуются проекты, которые предусматривают использование элементов технологического базиса Smart Grid.

Условно такие проекты можно разделить на группы:

-системные проекты;

-инфраструктурные проекты;

-локальные проекты.

Системные проекты. К данной группе можно отнести один из важнейших реализуемых в настоящее время проектов в интересах ОАО «СО ЕЭС» — создание системы SCADA EMS. Данная система способна заменить большинство локальных, узкоспециальных комплексов ОАО «СО ЕЭС» в таких областях его деятельности, как долгосрочное, среднесрочное, краткосрочное планирование электрических режимов ЕЭС России, процедуры поддержки рынка электроэнергии и мощности, рассмотрение диспетчерских заявок на вывод в ремонт оборудования и многих других.

Инфраструктурные проекты

Система FACTS, создаваемая в настоящее время ОАО «ФСК 9ЕЭС» совместно с ОАО «СО ЕЭС» .

Программа создания информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ). В результате реализации проекта на объектах ЕНЭС до 2011 г. было смонтировано порядка 15 тыс. современных приборов учета, отвечающих установленным техническим характеристикам.

система мониторинга переходных режимов (WAMS) в России, состоящая из регистрирующих приборов, систем обмена информацией между концентраторами данных и центрами управления, а также средств обработки полученной информации. Регистраторы устанавливаются в крупных энергоузлах, на межсистемных связях, на электростанциях вторичного регулирования, они насчитывают 45 устройств. В 2008 г. в ОДУ Урала введена в опытную эксплуатацию Система мониторинга запасов устойчивости северных районов Тюменской области (далее — СМЗУ). По итогам опытной эксплуатации СМЗУ северных районов Тюменской обл. запланировано проведение оценки и в случае получения запланированных положительных результатов принятие решения о распространении опыта создания СМЗУ на другие районы ЕЭС России^[10].

Волоконно-оптические линии связи (далее — ВОЛС сокр.).В настоящее время осуществляется создание Единой технологической сети связи электроэнергетики (далее — ЕТССЭ), которая строится на базе широкого внедрения современных цифровых коммутационных узлов за счет строительства ВОЛС, РРЛ сокр., модернизации ВЧ-связи, развертывания систем спутниковой связи (далее — ССС), цифровой подвижной радиосвязи (далее — ЦПР). По завершении Программы создания ЕТССЭ современными системами телекоммуникаций будут охвачены все объекты электроэнергетики ЕЭС России. Таким образом, следует отметить, что в области телекоммуникаций позиции российской электроэнергетики достаточно сильны и не являются препятствием для создания программного обеспечения Smart Grid в течение ближайшего будущего.

Локальные  проекты. К этой группе относятся проекты, реализуемые различными энергетическими компаниями, как правило сбытовыми и электросетевыми: организация систем многотарифного учета, установка биллинговых систем, реализация устройств дистанционного ограничения и отключения. Примеры инсталляций таких систем единичны. Системы работают разрозненно, на различной элементной базе и своих внутренних протоколах.

Для реализации концепции Smart Grid требуется прежде всего политическое решение. На рис.6 Показана схема реализации концепции^[11].

Рис. 6. Система организации разработки по развитию и реализации концепции Smart Grid в России

2.2 Проект Smart Grid г.Белгорода

Инициатором реализации проекта «Умный» город — Белгород» стали администрация Белгородской обл., ОАО «Холдинг МРСК» и ОАО «МРСК Центра». В качестве пилотной площадки был выбран филиал ОАО «МРСК Центра» «Белгородэнерго». Губернатор Белгородской обл. поддержал инициативу электроэнергетиков. Белгородский проект на сегодняшний день находится в начальной стадии реализации.

Далее рассмотрены основные компоненты проекта.^[12]

«Умное» освещение — первый компонент энергосберегающей концепции. Автоматизированная система управления уличным освещением «Гелиос» позволяет контролировать состояние сетей, вести учет энергопотребления, определять количество перегоревших ламп и, кроме того, дистанционно, без выезда на объект, управлять режимами освещения с районных диспетчерских пунктов.

Причем не только режимами включения электроэнергии или освещения в тот или иной промежуток времени (такими возможностями обладают многие системы), но и «частичным» освещением, то есть пофазно График работы освещения может быть задан с диспетчерского пункта, что займет всего несколько минут.

Система «Гелиос» внедрена уже не только в Белгородской обл., но и в других регионах России. Она быстро монтируется, используя для своих нужд каналы сотовых операторов связи, поэтому обеспечивает малый срок окупаемости. В зависимости от региона экономия электроэнергии от внедрения системы составляет от 5 до 25 %.

Органы местного самоуправления, ЖКХ получают возможность контролировать свое энергопотребление, участвовать в изменении графика освещения населенных пунктов. Система не требует особых навыков и доступна специалистам филиалов МРСК.

«Умный» учет на основе автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) с интеллектуальными счетчиками «Нейрон» — второй проект «умного» города в Белгороде.

Эта система обеспечивает точность расчетов с потребителями, позволяет снизить величину коммерческих потерь, дистанционно снимать показания счетчиков, контролировать качество электроэнергии.

Главная особенность новых интеллектуальных счетчиков «Нейрон» состоит в том, что они позволяют использовать многотарифное меню и имеют двунаправленный интерфейс, то есть обеспечивают двустороннюю связь с потребителем. На прибор учета могут выводиться сообщения, информирующие потребителя о каких-либо предполагаемых отключениях в сети, пиковых нагрузках, о задолженности и т. д. Счетчик, имеющий высокий класс точности, позволяет владельцу с помощью нажатия специальной кнопки на дисплее сосчитать количество электроэнергии, потребленной в течение дня или ночи, узнать, какое напряжение в сети в настоящий момент, какую мощность потребляют включенные электроприборы. Прибор может отображать данные за день, неделю, месяц и т. д. Срок службы прибора составляет 40 лет, проверку работоспособности необходимо выполнять один раз в 10 лет. Прибор учета может выдержать большую нагрузку (50 ампер) в сравнении со счетчиками старого образца, что тоже очень важно, поскольку количество электропри-боров в домах значительно увеличилось .

На сегодняшний день «умные» приборы учета установлены в районах индивидуальной жилищной застройки и вводных распределительных устройствах, то есть на вводах в многоквартирные дома, где они учитывают объем потребленной электроэнергии в целом по дому и в местах общего пользования .

На данный момент электроэнергетиками филиала ОАО «МРСК Центра» — «Белгородэнерго» на территории области установлено около 20 тыс. таких счетчиков. В целом проект АСКУЭ предусматривает установку в регионе 159 тыс. современных приборов учета электроэнергии. Массовая установка «умных» приборов учета обеспечит максимальную точность расчетов с потребителями, позволит снизить коммерческие потери электроэнергии, а также даст возможность проводить постоянный мониторинг качества электроснабжения жилого фонда и получать информацию, необходимую для планирования мероприятий по снижению потерь.

Внедрение «умных» систем учета электроэнергии позволит:

-создать условия для снятия противоречий между субъектами yрынка в вопросах расчета объемов оказанных услуг;

-предоставить потребителям возможность управления собственным потреблением и оплаты по дифференцированным по зонам суток тарифам («Считай, управляй и плати!»);

-реализовать условия для развития конкуренции, обеспечения экономических интересов поставщиков и потребителей электроэнергии и формирования единого рынка энергоэффективности.

2.3 Оценка рисков

Идентифицируем риски по каждой стадии проекта.

1.Стадия НИОКР:

-риск получения отрицательного результата исследований;

-риск отсутствия государственной или иной инвестиционной поддержки.

2.Стадия контрактации (патентования):

-риск отклонения патента;

-риск отсутствия партнеров.

3.Стадия внедрения:

-неверный прогноз вывода на рынок;

-неверный выбор партнеров;

-риск неисполнения обязательств.

4.Стадия сбыта-полноценной работы.

-риск перерасхода электроэнергии;

-риск отказа оборудования;

Проведем оценку рисков экспертным методом по каждой стадии.

Таблица 4

Шкала оценки рисков стадии НИОКР

Таблица 5

Шкала оценки рисков стадии контрактации

Таблица 6

Шкала оценки рисков стадии внедрения

Таблица 7

Шкала оценки рисков стадии сбыта

Для наиболее значимых рисков построим диаграмму.

Рис.7. Основные риски проекта Smart Grid

Основной риск проекта Smart Grid в целом -риск отсутствия поддержки проекта, это риск начальной стадии. Риск актуален для всех проектов:системных, инфраструктурных и локальных. Рассматриваемый проект в Белгороде такую поддержку получил, он находится на стадии сбыта и для него основной риск- риск отказа оборудования. Предотвращение такого риска возможно через страхование данного типа риска и описание в контракте с поставщиком санкций за отказ оборудования в период гарантийного срока. Желательно предусмотреть сервисное обслуживание.

Полная вероятность возникновения инновационного риска рассчитывается исходя из:

1. данных о возможных инновационных рисках и сценариях развития инновационного проекта при их воздействии;
2. данных о вероятностях возникновения рассматриваемых рисков и, соответствующие им, вероятности сценариев развития инновационного проекта (формула 1).