CC BY
280
УДК 621.311.019.3
Анализ и учет факторов, влияющих на надежность электроэнергетической системы
В. В. Афанасьев,
филиал ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Юг, директор по развитию технологий диспетчерского управления,
соискатель СевКавГТУ
В. М. Кожевников,
СевКавГТУ, заведующий кафедрой теоретической и общей электротехники,
доктор технических наук, профессор
М. И. Данилов,
СевКавГТУ, старший преподаватель кафедры теоретической и общей электротехники,
кандидат физико-математических наук
С. С. Ястребов,
СевКавГТУ, старший преподаватель кафедры теоретической и общей электротехники,
кандидат физико-математических наук
И. Г. Романенко,
СевКавГТУ, ассистент кафедры теоретической и общей электротехники,
кандидат технических наук
М. С. Демин,
СевКавГТУ, ассистент кафедры теоретической и общей электротехники,
кандидат физико-математических наук
По статистическим данным проведён анализ факторов и событий, оказывающих влияние на надёжность электроэнергетической системы на примере Ставропольского края. Для исследуемой системы рассчитаны показатели надёжности с использованием критерия п-1. Сформулированы предложения по планированию перспективного развития рассматриваемой электроэнергетической системы.
Ключевые слова: показатели надёжности, структурная надёжность, балансовая надёжность, электроэнергетическая система, планирование перспективного развития, нагрузка.
Введение
В настоящее время в Российской Федерации после реформирования РАО ЕЭС России ранее единая электроэнергетическая система оказалась разделена между различными субъектами экономического права [1-3]. В связи с этим наряду с вопросом получения и распределения прибыли актуален вопрос необходимого уровня надёжности энергосистемы [4, 5].
Данный вопрос представляется довольно разносторонним и многоуровневым. В России под надёжностью электроэнергетической системы долгое время понималась надёжность электроснабжения конкретного потребителя [6-8], учитываемая в процессе проектирования, строительства и дальнейшего развития системы. В последнее время в связи с участившимися авариями в системах, спроектированных с учётом надёжности электроснабжения [9], всё чаще возникает вопрос оценки надёжности самой электроэнергетической системы, в том числе с использованием критерия п-1. Этот критерий отражает возможность успешного функционирования системы (наличие номинальных режимов работы электроэнергетической системы в целом и элементов
в отдельности) при отказе любого из элементов. Одной их основных причин лавинообразных отказов, вероятно, является невыполнение критерия п-1 [10].
Цель настоящей работы - установление основных факторов, оказывающих влияние на уровень надёжности электроэнергетической системы, и анализ событий в системе, свидетельствующих о состоянии её элементов, а также приемлемого способа учёта факторов и событий при планировании перспективного развития электроэнергетической системы.
Факторы и события, влияющие на надёжность электроэнергетической системы. Анализ технологических нарушений сети 330 кВ Ставропольского края
В настоящее время методы оценки надёжности электроснабжения достаточно проработаны. Надёжность электроэнергетической системы принято разделять на структурную и функциональную, которая, в свою очередь, подразделяется на балансовую и режимную [11].
Основными подходами к оценке надёжности являются методы на основе «логических схем»,
«статистического моделирования» и «пространства состояний». На основе указанных методов созданы соответствующие программные комплексы [12].
К факторам, влияющим как на надёжность электроснабжения, так и на надёжность системы, относятся: время эксплуатации используемого оборудования; внешние (погодные) условия и человеческий фактор, который включает в себя качество используемого оборудования, проводимых профилактических и ремонтных работ, действия третьих лиц.
Основными событиями в системе являются отказы и восстановления как отдельных элементов, так и системы в целом, определяемые показателями надёжности.
Общепринятыми в международной практике основными показателями надёжности являются: вероятность безотказной работы - Probability of Failurefree Operation, время восстановления -Restoration Time, вероятность потери нагрузки -Loss of Load Probability (LOLP) [13].
Исследования [14, 15] показывают, что для оценки с приемлемой точностью (5-10 %) показателей надёжности электроэнергетической системы с использованием методов статистического анализа требуется статистика событий в системе порядка одного миллиона при вероятности отказа системы порядка 0,001. Недостаточный объём статистических данных отказов и восстановлений элементов электроэнергетических систем России не позволяет использовать этот метод. Однако по результатам статистических данных, имеющихся в журналах технологических нарушений, можно сделать вывод, как влияют представленные выше факторы на события в системе, а также на надёжность её элементов и электроэнергетической системы в целом.
Проведённый анализ статистических данных, полученных из журнала технологических нарушений по Ставропольской энергосистеме, схема которой по состоянию на январь 2010 года представлена на рис. 1 (соответствие между наименованиями линий и их номерами представлены в табл. 1), выявил:
- количество и время отказов ЛЭП 330 кВ в результате действия различных факторов за период 2006-2010 годы (табл. П.1 - см. Приложение к статье);
Ставрополь Благодарный 500 П№17 О П№18 f) Прикумск Буденновск
330
2 f
330 Армавир
Таблица 1 Наименование линий на схеме рис. 1
№ линии Наименование линии
1 ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - Армавир
2 ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - ГЭС-2
3 ВЛ 330 кВ ГЭС-2 - Машук
4 ВЛ 330 кВ Машук - Прохладный-2
12 ВЛ 330 кВ Ставрополь - ГЭС-4
13 ВЛ 330 кВ ГЭС-4 - Черкесск
14/15 ВЛ 330 кВ Ставропольская ГРЭС - Армавир
17 ВЛ 330 кВ Ставропольская ГРЭС - Ставрополь
18 ВЛ 330 кВ Ставрополь - Благодарная
19 ВЛ 330 кВ Благодарная - Прикумск
22 ВЛ 330 кВ Будённовск - Прикумск
25 ВЛ 330 кВ Прохладный-2 - Баксан
26/27 ВЛ 330 кВ Черкесск - Кисловодск - Баксан
28 ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - ГЭС-4
44 ВЛ 330 кВ Будённовск - Прохладный-2
Машук
Рис. 1. Схема сети 330 кВ Ставропольской энергосистемы, используемая при анализе надёжности
- количество и время отказов генерирующих мощностей СтГРЭС и НевГРЭС за 2006-2010 годы (табл. П.2).
Проведённый анализ технологических нарушений в рассматриваемой операционной зоне показал, что надёжность 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 0,990-0,999. Первым фактором по длительности восстановления, влияющим на надёжность электроэнергетической системы, является износ технологического оборудования ЛЭП и ГРЭС; вторым - погодные условия; третьим - человеческий фактор.
Расчёт структурной надёжности
Для определения надёжности электроснабжения наиболее значимых узлов электроэнергетической системы проведён расчёт структурной надёжности, при этом учитывались только линии и подстанции напряжением 330 кВ. Расчёты проводились для случаев: работоспособны все линии и отказ одной из линий, так как согласно статистике ТН по Ставропольской ЭЭС одновременные отказы двух линий 330 кВ не наблюдались. Надёжность рассчитывалась как вероятность нарушения связи между генерирующими мощно-
стями, расположенными на СтГРЭС и НевГРЭС, и узлом электроэнергетической системы. Малые ГЭС и ГЭС Кубанского каскада не учитывались при расчёте структурной надёжности 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 расчёте структурной надёжности использовался метод на основе пространства состояний [15]. Для ограничения количества состояний предполагалось, что вероятность отказа одновременно более чем четырёх линий равна нулю. Коэффициент готовности линий принят равным 0,99 и включает в себя надёжность оборудования подстанций, связанного с линией (трансформаторы тока, конденсаторы связи, выключатели и т. д.). Коэффициенты готовности узлов СтГРЭС и НевГРЭС приняты за единицу, так как по статистическим данным отказы подстанций происходят значительно реже отказов линий, а генерирующие мощности создаются большим числом параллельно включённых блоков с коэффициентами готовности 0,996.
Результаты расчёта структурной надёжности (табл. П.3) показывают, что при всех работоспособных линиях 330 кВ структурная надёжность любого из потребителей (узлов) находится в пределах 0,9996-1,000, что является достаточно хорошим показателем, при котором нарушение электроснабжения потребителя составляет не более 3,5 часа в год. Однако при отказе некоторых линий 330 кВ структурная надёжность может значительно уменьшаться. Так, например, надёжность снабжения узла Будённовск при отказе линии № 18 уменьшается до 0,9889, а при отказе линии № 44 структурная надёжность уменьшается до 0,9701, что соответствует общей длительности перерывов в электроснабжении 97,2 часа и 261,9 часа в год соответственно.
Для каждого узла представлено два значения вероятности безотказной работы, отмеченные буквами: а - электроснабжение от СтГРЭС; б - электроснабжение от НевГРЭС. Вследствие того, что при расчётах не учитывались линии 110 кВ, вероятность безотказной работы оказывается несколько заниженной.
Расчёт балансовой надёжности
Расчёт структурной надёжности позволяет определять надёжность электроснабжения узлов, но не учитывает вероятность недостатка генерируемой мощности для покрытия нагрузки потребителей. Учёт данного обстоятельства возможен при расчёте балансовой надёжности, которая характеризуется показателями: средний недо-отпуск электроэнергии и вероятность потери нагрузки (LOLP).
Для расчёта балансовой надёжности используется метод потери нагрузки в результате возникновения дефицита мощности [15]. Вероятности работы СтГРЭС и НевГРЭС на определённой мощности
приведены в табл. П.4. 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 системы.
Для анализа балансовой надёжности необходима модель представления нагрузки электроэнергетической системы, которая в данной работе формируется на основе данных о суточных максимумах потребления и представлена на рис. 2. По оси абсцисс отложено количество суток в %, в течение которых наблюдается определённое значение максимума нагрузки Pн, отложенное по оси ординат.
Результаты расчёта балансовой надёжности показывают, что при работе генерирующих мощностей только на покрытие нагрузки потребителей Ставропольской электроэнергетической системы вероятность потери нагрузки LOLP составляет величину порядка 10-15. Данная величина не учи-
Рис. 2. График нагрузки Ставропольской энергосистемы, построенный по суточным максимумам за 2010 год (б), и его аппроксимация для расчёта балансовой надёжности (а)
Рн, -1-1-1-г
МВт
Рис. 3. График генерируемой мощности на СтГРЭС и НевГРЭС, построенный по суточным максимумам за 2010 год (б), и его аппроксимация для расчёта балансовой надёжности (а)
тывает передачу мощности в другие региональные системы. Для расчёта балансовой надёжности с учётом передачи мощности в другие электроэнергетические системы необходимо воспользоваться графиком суммарной мощности, производимой на СтГРЭС и НевГРЭС (рис. 3). В этом случае вероятность потери нагрузки LOLP составляет 0,00075, что соответствует времени перерыва в электроснабжении нагрузки 7 часов в год.
Расчёт структурной и балансовой надёжности с использованием критерия л-1
Следует отметить, что для оценки надёжности электроэнергетической системы необходимо выполнять проверку по критерию п-1. Данный критерий является детерминистическим и определяется моделированием режима электроэнергетической системы при одном отключённом элементе. Если применить критерий п-1 к расчёту структурной надёжности, то можно говорить о его выполнении (табл. П.1).
При использовании критерия п-1 для расчёта балансовой надёжности принимаем, что отказал один из генерирующих блоков наибольшей мощности 300 МВт. В этом случае максимальная генерируемая мощность на СтГРЭС и НевГРЭС составит 3380 МВт, а максимум нагрузки - 3415 МВт. Следовательно, критерий п-1 для рассматриваемой схемы не выполняется. При этом вероятность потери нагрузки составит 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.
Повышение надёжности электроэнергетической системы требует определённых затрат. Необходимые для этого меры по срокам выполнения можно разделить на мероприятия, дающие мгновенный (быстрый) результат - повышение коэффициента готовности элементов системы, модернизация генераторов для получения большей мощности, снижение влияния различных факторов на элементы ЭЭС, и на мероприятия на перспективу - строительство новых линий, подстанций и генерирующих мощностей.
Использование результатов расчётов структурной и балансовой надёжности при перспективном планировании развития ЭЭС
Расчёт балансовой надёжности при учёте критерия п-1 показал необходимость установки дополнительных энергоблоков на СтГРЭС или НевГРЭС. Данная ситуация обусловлена текущим потреблением, а также наблюдаемым ростом средней нагрузки исследуемой электроэнергетической системы приблизительно на 2 % в год.
Расчёт структурной надёжности показал, что при отказе одной из линий 330 кВ вероятность безотказной работы некоторых узлов исследуемой сети снижается до значения 0,97, поэтому необходимо строительство дополнительных линий, связывающих генерирующие мощности с соответ-
ствующими узлами (Благодарный, Прикумск, Будённовск).
При планировании перспективного развития электроэнергетической системы необходимо учитывать факторы, влияющие на её надёжность. К таким факторам относятся старение оборудования ЭЭС в процессе эксплуатации, погодные условия и человеческий фактор. Так, например, изменение коэффициента готовности линий с 0,99 до 0,97 приведёт в конечном итоге к снижению структурной надёжности от 0,9996-1,0000 до значения 0,9949-0,9995.
Учёт балансовой надёжности необходим при планировании строительства новых генерирующих мощностей, а также при плановых простоях энергоблоков на ГРЭС. Безусловно, планирование развития электроэнергетической системы должно базироваться не только на расчётах структурной и балансовой надёжности, но и режимной надёжности с применением критерия п-1.
Анализ структурной надёжности исследуемой электроэнергетической системы на основе статистических данных о технологических нарушениях показал, что в целом схема сети 330 кВ обладает высокой надёжностью: вероятность безотказной работы (электроснабжения) составляет 0,9996-1,0000 при всех работающих линиях. Исследования структурной надёжности при условии отказа одной из линий позволили определить области в схеме электроэнергетической системы, в которых надёжность претерпевает значительное снижение. Полученные результаты могут быть использованы при учёте последующих отказов в системе, возникающих до момента восстановления работоспособности первой отказавшей линии. Несмотря на то, что такие события в системе, согласно журналу технологических нарушений, происходят крайне редко, их необходимо учитывать при планировании развития сети.
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, что необходимо учитывать при реконструкции и модернизации схемы сети в ходе эксплуатации и перспективном планировании её развития.
Для повышения надёжности электроснабжения потребителей необходимо производить анализ надёжности электроэнергетической системы, который требует сбора и обработки статистических данных о нарушениях режима работы электрической сети, ограничениях нагрузки потребителей. Выполнение этих функций должна контролировать организация, представляющая интересы потребителей.
Анализ структурной надёжности не позволяет учесть вероятность недостатка генерируемой мощности для покрытия нагрузки потребителей,
поэтому была проведена оценка балансовой надёжности исследуемой электроэнергетической системы. Выявлено, что показатель балансовой надежности LOLP=0,00075 находится на достаточно высоком уровне в настоящее время. Однако, учитывая, что средняя нагрузка исследуемой ЭЭС в период с 2006 по 2010 годы возрастала приблизительно на 2 % в год и часть вырабатываемой мощности передаётся в другие электроэнергетические системы, нагрузка которых также увеличивается, показатели балансовой надёжности будут снижаться с течением времени. В связи с этим при перспективном планировании развития ЭЭС должны использоваться результаты расчёта балансовой надёжности.
Выводы
1. Анализ структурной и балансовой надёжности с использованием критерия п-1 для исследуемой схемы электроэнергетической системы показал, что критерий выполняется для структурной надёжности и не выполняется для балансовой. При длительном простое одного из блоков наибольшей мощности вероятность потери нагрузки увеличивается на порядок.
2. Планирование развития электроэнергетической системы должно базироваться не только на оценке режимной надёжности с применением критерия п-1, но и на расчётах структурной и балансовой надёжности с учётом факторов и событий, оказывающих влияние на надёжность ЭЭС.
Приложение Таблица П.1
Статистика и причины отказов ЛЭП 330 кВ за 2006-2010 годы по Ставропольской энергосистеме
№ Общее число Число отказов/общее время аварийного ремонта, ч, по причинам Длина Год ввода в эксплуатацию/ реконструкции
ВЛ отказов человеческий фактор природные факторы оборудование ЛЭП не выявлено линии, км
1 5 1/26 мин 2/1 ч 1/19 ч 16 мин 1 84 1963
2 9 1/24 мин 3/10 ч 55 мин 5/21 ч 45мин - 160 1960/2005
3 2 2/15 ч 49 мин - - 83 1962/2005
4 3 1/47 ч 5 мин - 2/3 ч 29 мин - 160 1962/2005
12 3 - - 3/23 ч 35 мин - 63 1972/2005
13 4 - 3/1 ч 43 мин 1 106 1972/2005
14 2 - - 1/10 мин 1 84 1974
17 5 1/13 мин 1/1 ч 11 мин 3/34 ч 38 мин - 91 1975/2005
18 5 - 3/7 ч 13 мин 2/27 ч 17 мин - 106 1977/2005
19 2 1/46 мин - 1/24 мин - 85 1977
44 5 1/19 мин 3/2 ч 55 мин 1/18 мин - 160 1979/2005
Таблица П.2
Статистика и причины отказов генерирующих мощностей СтГРЭС и НевГРЭС за 2006-2010 годы
№ блока Общее число отказов Число отказов/общее время аварийного ремонта, ч, по причинам Номинальная мощность, МВт Год ввода в эксплуатацию
человеческий фактор оборудование ГРЭС
Ставропольская ГРЭС
1 4 1/17 мин 3/6 ч 15 мин 300 1974
2 6 2/3 ч 50 мин 4/23 ч 19 мин 300 1975
3 11 1/3 ч 43 мин 10/38 ч 38 мин 300 1976
НЯМИНИИИ!
Окончание табл. П.2
№ блока Общее число отказов Число отказов/общее время аварийного ремонта, ч, по причинам Номинальная мощность, МВт Год ввода в эксплуатацию
человеческий фактор оборудование ГРЭС
4 4 - 4/16 ч 43 мин 300 1976
5 6 1/4 ч 16 мин 5/68 ч 34 мин 300 1978
6 2 1/5 ч 36 мин 1/1 ч 59 мин 300 1978
7 4 - 4/57 ч 32 мин 300 1982
8 5 1/1 ч 6 мин 4/98 ч 31 мин 300 1983
Невинномысская ГРЭС
ТГ-1 25 1960
ТГ-2 25 1960
ТГ-3 1 - 1/19 ч 50 мин 80 2005
ТГ-4 50 1968
ТГ-5 30 1973
6 4 1/2 ч 2мин 3/12 ч 8 мин 150 1964
7 8 - 8/204 ч 53 мин 150 1964
8 4 1/41 мин 3/34 ч 57 мин 150 1965
9 6 1/1 ч 33 мин 5/62 ч 36 мин 150 1966
10 8 1/1 ч 33 мин 7/67 ч 26 мин 150 1967
11 3 1/8 ч 18 мин 2/18 ч 52 мин 150 1970
ПГУ-170 1 - 1/8 ч 40 мин 170 1972
Таблица П.3
Результаты расчёта структурной надёжности схемы сети 330 кВ Ставропольской энергосистемы
№ отказавшей линии Узел
Ставрополь Благодарный Прикумск Будённовск Прохладный Машук ГЭС-2 Черкесск НевГРЭС Баксан Армавир СтГРЭС
Все работают а 0,9999 0,9996 0,9995 0,9996 0,9999 0,9997 0,9997 0,9997 0,9999 0,9997 1,0000 1,0000
б 1,0000 0,9997 0,9996 0,9997 1,0000 0,9998 0,9998 0,9998 1,0000 0,9998 0,9999 0,9999
1 а 0,9900 0,9896 0,9894 0,9894 0,9896 0,9893 0,9892 0,9894 0,9893 0,9894 0,9999 1,0000
б 0,9993 0,9991 0,9991 0,9993 0,9997 0,9996 0,9997 0,9995 1,0000 0,9995 0,9892 0,9893
2 а 0,9998 0,9992 0,9988 0,9986 0,9986 0,9886 0,9787 0,9992 0,9998 0,9988 1,0000 1,0000
б 0,9998 0,9992 0,9988 0,9986 0,9986 0,9886 0,9787 0,9992 1,0000 0,9988 0,9998 0,9998
3 а 0,9998 0,9992 0,9988 0,9986 0,9986 0,9886 0,9898 0,9992 0,9998 0,9988 1,0000 1,0000
б 0,9998 0,9992 0,9988 0,9986 0,9986 0,9886 0,9900 0,9992 1,0000 0,9988 0,9998 0,9998
Окончание табл. П.3
№ отказавшей линии Узел
Ставрополь Благодарный Прикумск Будённовск Прохладный Машук ГЭС-2 Черкесск НевГРЭС Баксан Армавир СтГРЭС
4 а 0,9998 0,9992 0,9988 0,9986 0,9986 0,9799 0,9898 0,9992 0,9998 0,9988 1,0000 1,0000
б 0,9998 0,9992 0,9988 0,9986 0,9986 0,9801 0,9900 0,9992 1,0000 0,9988 0,9998 0,9998
12 а 0,9900 0,9992 0,9991 0,9992 0,9994 0,9993 0,9993 0,9991 0,9995 0,9992 1,0000 1,0000
б 0,9992 0,9991 0,9992 0,9995 0,9999 0,9998 0,9998 0,9996 1,0000 0,9997 0,9995 0,9995
13 а 0,9999 0,9993 0,9989 0,9987 0,9987 0,9989 0,9993 0,9788 0,9999 0,9887 1,0000 1,0000
б 1,0000 0,9994 0,9990 0,9988 0,9988 0,9990 0,9994 0,9789 1,0000 0,9888 0,9999 0,9999
14/15 а 0,9998 0,9995 0,9994 0,9995 0,9998 0,9996 0,9996 0,9996 0,9998 0,9996 0,9998 1,0000
б 1,0000 0,9997 0,9996 0,9997 1,0000 0,9998 0,9998 0,9998 1,0000 0,9998 0,9998 0,9998
17 а 0,9892 0,9890 0,9890 0,9892 0,9896 0,9895 0,9896 0,9894 0,9899 0,9894 0,9999 1,0000
б 0,9993 0,9991 0,9991 0,9993 0,9997 0,9996 0,9997 0,9995 1,0000 0,9995 0,9900 0,9900
18 а 0,9998 0,9692 0,9790 0,9889 0,9989 0,9990 0,9993 0,9993 0,9998 0,9990 1,0000 1,0000
б 0,9998 0,9694 0,9792 0,9891 0,9991 0,9992 0,9995 0,9995 1,0000 0,9992 0,9998 0,9998
44 а 0,9998 0,9996 0,9799 0,9701 0,9989 0,9990 0,9993 0,9993 0,9998 0,9990 1,0000 1,0000
б 0,9998 0,9997 0,9799 0,9701 0,9991 0,9992 0,9995 0,9995 1,0000 0,9992 0,9998 0,9998
Таблица П.4
Вероятности функционирования СтГРЭС и НевГРЭС на заданной мощности
Мощность генерации Вероятность Мощность генерации Вероятность Мощность генерации Вероятность Мощность генерации Вероятность
3680 0,85145777 3000 7,15- 10-6 2420 3,06- 10-8 1860 3,20- 10-12
3530 0,05160350 2930 0,000149 2400 5,39- 10-9 1820 3,20- 10-12
3510 0,00860058 2910 2,56- 10-5 2330 3,86- 10-8 1800 6,09- 10-13
3470 0,00860058 2870 2,56- 10-5 2310 7,03- 10-9 1730 1,64- 10-12
3380 0,07010779 2850 4,27- 10-7 2270 7,03- 10-9 1710 3,34- 10-13
3360 0,00052125 2780 5,29- 10-5 2250 3,09- 10-10 1670 3,34- 10-13
3320 0,00052125 2760 1,50- 10-6 2180 5,97- 10-9 1650 3,23- 10-14
3300 8,6875- 10-5 2720 1,50- 10-6 2160 3,90- 10-10 1580 1,13- 10-13
3230 0,00418753 2700 2,59- 10-7 2120 3,90- 10-10 1560 1,65 10-14
3210 0,00070816 2630 3,03- 10-6 2100 7,10- 10-11 1520 1,65 10-14
3170 0,00070816 2610 5,34- 10-7 2030 3,17- 10-10 1500 3,38- 10-15
3150 5,2651- 10-6 2570 5,34- 10-7 2010 6,03- 10-11 1430 4,95- 10-15
Окончание табл. П.4
Мощность генерации Вероятность Мощность генерации Вероятность Мощность генерации Вероятность Мощность генерации Вероятность
3080 0,00253792 2550 1,52- 10-8 1970 6,03- 10-11 1410 1,14- 10-15
3060 4,2298- 10-5 2480 6,96- 10-7 1950 3,94- 10-12 1370 1,14- 10-15
Литература
1. 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». Федеральный закон № Зб-ФЗ от 26.03.2003.
2. Об электроэнергетике. Федеральный закон № 35-Ф3 от 26.03.2003.
3. О реформировании электроэнергетики Российской Федерации. Постановление Правительства РФ от 11.07.2001 № 526.
4. Кучеров Ю. Н. Влияние прерогативы надёжности электроснабжения на реформирование отрасли // Электро. Электротехника, электроэнергетика, электротехническая промышленность. - 2005. - № 1. - С. 2-8.
5. Чукреев Ю. Я., Чукреев М. Ю. Обеспечение надёжности при управлении развитием электроэнергетических систем для условий реформирования электроэнергетики // Известия РАН. Энергетика. - 2008. - № 4. - С. 39-51.
6. Розанов М. Н. Надёжность электроэнергетических систем. - 2-е изд., доп. и перераб. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 200 с.
7. Руденко Ю. Н., Ушаков И. А. Надёжность систем энергетики. - М.: Наука, 1986. - 252 с.
8. Гук Ю. Б. Теория надёжности в электроэнергетике. - Л.: Энергоатомиздат, 1990. - 208 с.
9. Манов Н. А., Хохлов М. В., Чукреев Ю. Я. [и др.]. Методы и модели исследования надёжности электроэнергетических систем / Под ред. Н. А. Манова. - Сыктывкар: Изд-во Коми научного центра УрО РАН, 2010. - 292 с.
10. Operation handbook. - UCTE, 2006. [Электронный ресурс]. Код доступа: http^/www^te^^ (дата обращения: 01.02.2011).
11. СТО 17330282.27.010.001-2008. Стандарт организации РАО ЕЭС России. Электроэнергетика. Термины и определения.
12. Строгонов А., Жаднов В., Полесский С. Обзор программных комплексов по расчёту надёжности сложных технических систем // Компоненты и технологии. - 2007. - № 5. - С. 15-18.
13. Биллинтон Р., Алан Р. Оценка надёжности электроэнергетических систем / Пер. с англ. / Под ред. Ю. А. Фокина. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 288 с.
14. Billinton R., Li W. Reliability Assessment of Electric Power Systems Using Monte Carlo Methods. New York and London, Plenum Press, 1994. - 351 p.
15. Эндрени Дж. Моделирование при расчётах надёжности в электроэнергетических системах / Пер. с англ. / Под ред. Ю. Н. Руденко. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 336 с.
16. Бондаренко А. Ф., Герих В. П. О трактовке критерия надёжности n-1 // Электрические станции. - 2005. -№ 6. - С. 40-43.
Analysis of factors and events that affect the reliability of the electricity system and record them in the planning of its long-term development
V. V. Afanas'ev,
Director of technology development dispatching branch of JSC «UES» ODE South V. M. Kozhevnikov,
North-Caucasian State Technical University, Head of Department of Theoretical and general electrical engineering, D.T.S., Professor M. I. Danilov,
North-Caucasian State Technical University, Senior Lecturer of Department of Theoretical and general electrical engineering, Ph.D. S. S. Yastrebov,
North-Caucasian State Technical University, Senior Lecturer of Department of Theoretical and general electrical engineering, Ph.D. I. G. Romanenko,
North-Caucasian State Technical University, Assistant Professor of Department of Theoretical and general electrical engineering, Ph.D. M. S. Demin,
North-Caucasian State Technical University, Assistant Professor of Department of Theoretical and general electrical engineering, Ph.D.
Using the statistical data the analysis of factors and events influencing on reliability of Stavropol Territory electric power system was studied. The reliability indices of researching system were calculated using n-1 criterion. The proposals for long-term development planning of the concerned power system were formulated.
Keywords: reliability, adequacy, electric power system, long-term development planning, reliability indices.
