Влияние основных факторов на показатели структурной и балансовой надежности электроэнергетической системы

В России под надежностью ЭЭС долгое время понималась надежность электроснабжения конкретного потребителя [1-3], учитываемая в процессе проектирования, строительства и дальнейшего развития системы. В последнее время в связи с участившимися авариями в ЭЭС, спроектированными с учетом надежности электроснабжения [4], все чаще встает вопрос оценки надежности самой ЭЭС, в том числе с использованием критерия n-1. Одной их основных причин лавинообразных отказов в ЭЭС, вероятно, является невыполнение критерия n-1 [5].

Целью настоящей работы является установление основных факторов, оказывающих влияние на уровень надежности электроэнергетической системы, расчет структурной и балансовой надежности с учетом этих факторов, а также с применением критерия n-1.

В настоящее время методы оценки надежности электроснабжения и надежности ЭЭС достаточно проработаны. Надежность ЭЭС принято разделять на структурную и функциональную, которая в свою очередь подразделяется на балансовую и режимную [6].

К факторам, влияющим как на надежность электроснабжения, так и надежность ЭЭС, относятся: время эксплуатации используемого оборудования ЭЭС; внешние (погодные) условия и человеческий фактор, который включает в себя качество используемого оборудования ЭЭС, проводимых диспетчерских, профилактических и ремонтных работ, действия третьих лиц.

Общепринятыми в международной практике основными показателями надежности являются: вероятность безотказной работы, время восстановления, вероятность потери нагрузки – Lost Of Load Probability (LOLP) [7].

Проведенный анализ статистических данных, полученных из журнала технологических нарушений (ТН) по Ставропольской ЭЭС, показал, что надежность электроэнергетической системы в основном определяется отказами линий электропередач и генерирующих мощностей, так как по этой причине наблюдается наибольшее время простоя оборудования в аварийном ремонте. По этим данным были определены коэффициенты готовности линий электропередач и блоков генерирующих мощностей, которые находятся в пределах 0,99-0,999. Первым фактором по длительности восстановления, влияющим на надежность ЭЭС, является износ технологического оборудования ЛЭП и ГРЭС; вторым – погодные условия, которые оказывают значительное влияние на ЛЭП; и третьим – человеческий фактор.

Для определения надежности электроснабжения наиболее значимых узлов ЭЭС проведен расчет структурной надежности, при этом учитывались только линии и подстанции напряжением 330 кВ. Расчеты проводились для случаев: работоспособны все линии и отказ одной из линий. Надежность рассчитывалась как вероятность нарушения связи между генерирующими мощностями, расположенными на СтГРЭС и НевГРЭС, и узлом ЭЭС. Малые ГЭС и ГЭС кубанского каскада не учитывались при расчете структурной надежности как генерирующие мощности, так как суммарная мощность данных станций в сравнении с СтГРЭС и НевГРЭС незначительна и используется в основном для покрытия пиковых нагрузок.

При расчете структурной надежности использовался метод на основе пространства состояний [8]. Для ограничения количества состояний предполагалось, что вероятность отказа одновременно более чем 4 линий равна нулю. Коэффициент готовности линий принят равным 0.99 и включает в себя надежность оборудования подстанций, связанного с линией (трансформаторы тока, конденсаторы связи, выключатели и т. д.). Коэффициенты готовности узлов приняты за единицу, так как по статистическим данным отказы подстанций происходят значительно реже отказов линий.

Результаты расчета структурной надежности показывают, что при всех работоспособных линиях 330 кВ структурная надежность любого из потребителей (узлов) находится в пределах 0.9996 – 1.0000, что является достаточно хорошим показателем, при котором нарушение электроснабжения потребителя составляет не более 3,5 часов в год. Однако при отказе некоторых линий 330 кВ структурная надежность может значительно уменьшаться – до 0.9701, что соответствует общей длительности перерывов в электроснабжении 261.9 часов в год. Вследствие того, что при расчетах не учитывались линии 110 кВ, вероятность безотказной работы оказывается несколько заниженной.

Расчет структурной надежности позволяет определять надежность электроснабжения узлов, но не учитывает вероятность недостатка генерируемой мощности для покрытия нагрузки потребителей. Учет данного обстоятельства возможен при расчете балансовой надежности, которая характеризуется показателями: средний недоотпуск электроэнергии и вероятность потери нагрузки (LOLP).

Для расчета балансовой надежности используется метод потери нагрузки в результате возникновения дефицита мощности [8]. При этом использованы следующие упрощения: коэффициент готовности всех энергоблоков принят равным 0.996. Блоки ТГ-1 – ТГ-5 на НевГРЭС объединены в один блок мощностью 210 МВт для уменьшения числа состояний модели генерирующей части Ставропольской ЭЭС.

Для анализа балансовой надежности использовалась модель представления нагрузки ЭЭС на основе данных о суточных максимумах потребления.

Результаты расчета балансовой надежности показывают, что при работе генерирующих мощностей только на покрытие нагрузки потребителей Ставропольской ЭЭС вероятность потери нагрузки LOLP составляет величину порядка 10^-15. Данная величина не учитывает передачу мощности в другие региональные ЭЭС. Для расчета балансовой надежности с учетом передачи мощности в другие ЭЭС необходимо воспользоваться графиком суммарной мощности, производимой на СтГРЭС и НевГРЭС. В этом случае вероятность потери нагрузки LOLP составляет 0.00075, что соответствует времени перерыва в электроснабжении нагрузки 7 часов в год.

Следует отметить, что для оценки надежности ЭЭС необходимо выполнять проверку по критерию n-1 [9, 4]. Этот критерий отражает возможности функционирования ЭЭС при отказе одного из значимых ее элементов, например линии или генератора. Параметры режима при этом не должны выходить за допустимые пределы. Данный критерий является детерминистическим и определяется моделированием режима ЭЭС при одном отключенном элементе. Если применить критерий n-1 к расчету структурной надежности, то можно говорить о его выполнении.

При использовании критерия n-1 для расчета балансовой надежности принимаем, что отказал один из генерирующих блоков наибольшей мощности 300 МВт. В этом случае максимальная генерируемая мощность на СтГРЭС и НевГРЭС составит 3380 МВт, при том, что максимум нагрузки составляет 3415 МВт, что говорит о невыполнении критерия n-1 для рассматриваемой схемы, при этом вероятность потери нагрузки LOLP=0.00729, что соответствует времени перерыва в электроснабжении потребителей 64 часа в год. Покрытие недостатка мощности может осуществляться каскадом кубанских ГЭС с суммарной установленной мощностью 462.4 МВт.

Анализ структурной надежности исследуемой ЭЭС на основе статистических данных о технологических нарушениях показал, что в целом, схема сети 330 кВ обладает высокой надежностью: вероятность безотказной работы (электроснабжения) составляет 0.9996 – 1.0000 при всей работающих линиях. Исследования структурной надежности при условии отказа одной из линий, позволили определить области в схеме ЭЭС, в которых надежность претерпевает значительное снижение. Полученные результаты могут быть использованы при учете последующих отказов в системе, возникающих до момента восстановления работоспособности первой отказавшей линии.

Основным фактором, оказывающим влияние на интенсивность отказов и время восстановления в системе, является продолжительность эксплуатации технологического оборудования. Таким образом, вероятность возникновения одновременных (множественных) отказов с течением времени возрастает.

Анализ структурной надежности не позволяет учесть вероятность недостатка генерируемой мощности для покрытия нагрузки потребителей, поэтому была проведена оценка балансовой надежности исследуемой ЭЭС. Выявлено, что показатель балансовой надежности LOLP=0,00075 находится на достаточно высоком уровне в настоящее время. Однако, учитывая то, что средняя нагрузка исследуемой ЭЭС в период с 2006 по 2010 год возрастала приблизительно на 2% в год и часть вырабатываемой мощности передается в другие ЭЭС, нагрузка которых так же увеличивается, показатели балансовой надежности будут снижаться с течением времени.

Таким образом, результаты оценки режимной надежности с применением критерия n-1 и расчеты структурной и балансовой надежности, с учетом факторов и событий, оказывающих влияние на надежность ЭЭС, должны использоваться как при эксплуатации ЭЭС, так и при перспективном планировании ее развития.

Литература:

1. Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем. – 2-е изд., доп. и перераб. – М: Энергоатомиздат, 1984. – 200 с.

2. Руденко Ю.Н., Ушаков И.А. Надежность систем энергетики. – М.: Наука, 1986. – 252 с.

3. Гук Ю.Б. Теория надежности в электроэнергетике. – Л.: Энергоатомиздат, 1990. – 208 с.

4. Методы и модели исследования надежности электроэнергетических систем / Манов Н.А., Хохлов М.В., Чукреев Ю.Я. [и др.] / под ред. Н.А. Манова. – Сыктывкар.: изд-во Коми научного центра УрО РАН, 2010. – 292 с.

5. Operation handbook. – UСTE, 2006. Режим доступа: http://www.uсte.org (дата обращения: 01.02.2011).

6. Стандарт организации РАО ЕЭС России СТО 17330282.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения.

7. Биллинтон Р., Алан Р. Оценка надежности электроэнергетических систем / пер. с англ./ под ред. Ю.А. Фокина. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 288 с.

8. Эндрени Дж. Моделирование при расчетах надежности в электроэнергетических системах /пер. с англ./ под ред. Ю.Н. Руденко. – М.: Энергоатомиздат, 1983.– 336 с.

9. Бондаренко А.Ф., Герих В.П. О трактовке критерия надежности N-1 // Электрические станции. – 2005. – №6. – С.40-43.