CC BY
7Методология анализа и оценки режимной надежности энергосистем
Терехова Наталья Владимировна
кандидат педагогических наук, Доцент, Тюменский Индустриальный Университет, terehovanv@tyuiu.ru
Богунова Анастасия Александровна
старший преподаватель, Тюменский Индустриальный Университет, bogunovaaa@tyuiu.ru
Абросимова Светлана Александровна
старший преподаватель, Тюменский Индустриальный Университет, abrosimovasa@tyuiu.ru
Качество электроснабжения, а значит и надежность электроснабжения, во многом определяется надежностью устройств и систем, используемых для выработки, передачи и распределения электроэнергии, - надежностью энергосистемы. Изменения в электроэнергетике породили иной подход к вопросам надежности энергосистемы. Растет давление, направленное на обеспечение надлежащего уровня надежности в будущем, как со стороны регулирующих органов, так и со стороны потребителей энергии. На этой основе растут вопросы о будущем уровне надежности электроснабжения, возрастает интерес к детальному анализу надежности энергосистемы. В статье представлен синтетический обзор современного состояния методологии анализа и оценки надежности энергосистем. Представлены доступные модели, методы, а также показатели надежности и необходимые данные для различных иерархических уровней энергетической системы. В статье сделан вывод, что новые проблемы, возникшие на рынке электроэнергии, означают новые требования к надежности энергосистем и методам анализа, которые влияют на использование описанных методов и средств, и свидетельствуют о необходимости рассматривать надежность электроснабжения с точки зрения управления экономическими рисками.
Ключевые слова: энергосистема, надежность, анализ и оценка, методология.
Введение
Современные электроэнергетические системы (далее - ЭЭС) содержат значительное количество разнотипного электрооборудования с различными характеристиками, режимами работы и сроком эксплуатации. При этом часть единиц электрооборудования может иметь дефекты со значительным развитием или большой общий изношенный ресурс работоспособности. Это приводит к тому, что существует высокая вероятность их отказа и в зависимости от условий функционирования к различным убыткам вследствие отказов электрооборудования.
Аварийные ситуации, возникающие при отказах электрооборудования, приводят к нарушению динамической устойчивости энергосистем и узлов нагрузки ЭЭС по напряжению, развитию аварий и, как следствие, к нарушению технологических процессов предприятий-потребителей и электростанций, сопровождающихся значительными убытками [1].
Целью работы является обоснование и выбор метода и разработка алгоритма анализа режимной надежности при каскадном сценарии развития отказов.
Для достижения поставленных целей необходимо решить следующие задачи: проанализировать методологические подходы к определению надежности ЭЭС; обосновать методологию анализа и оценки производственной надежности ЭЭС на различных иерархических уровнях.
Изложение основного материала
1. Методологические подходы к определению режимной надежности энергетической системы
Согласно [2], надежность ЭЭС - это общая концепция, охватывающая все измерения способности системы, обычно выражаемые в виде числовых показателей, поставлять электроэнергию во все точки спроса с параметрами в пределах принятых норм и в необходимых количествах. Следовательно, именно уровень функционирования элементов ЭЭС приводит к поставке электроэнергии получателям (потребителям) в необходимом количестве и с параметрами в пределах установленных норм. Надежность можно измерить по частоте, продолжительности и уровню нежелательных явлений.
Надежность ЭЭС, включая генерирующее и передающее оборудование, должна учитывать два основных функциональных аспекта системы - адекватность и эксплуатационную надежность (безопасность), при этом под достаточностью понимается способность системы покрывать совокупный спрос на мощность и энергию всех потребителей на протяжении всего рассматриваемого периода с учетом плановых и внеплановых остановов элементов системы; под эксплуатационной надежностью - способность системы функционировать (в том числе сохранять целостность) и выполнять свои функции несмотря на возникновение внезапных сбоев, например коротких замыканий или внезапных, аварийных отключений элементов системы [3]. Таким образом, адекватность определяет способность ЭЭС удовлетворять спрос в устойчивых состояниях, а эксплуатационная надежность - выдерживать переходные состояния.
На практике понятие надежности ЭЭС включает в себя как вопросы адекватности, так и эксплуатационной надежности. Первый касается долгосрочного подхода к проблеме надежности и находится преимущественно в сфере интересов плановых отделов. Второе касается краткосрочных периодов, которые интересны системным операторам.
X X
о
го А с.
X
го т
о
м о м
Сл>
fO
сч о cs
о ш m
X
<
m О X X
Анализ и оценка надежности могут относиться к прошлому (проводится ex post) или к будущему (тогда прогнозируется надежность). В обеих ситуациях определяются значения соответствующих мер надежности - показателей надежности.
Обычно надежность подсистем, составляющих энергосистему, анализируется самостоятельно: генерации, передачи, распределения; а значит и надежность реализации одной функции: генерации, передачи, распределения, энергоснабжения конкретных получателей. В системе также имеется три иерархических уровня: первый уровень, охватывающий устройства и сооружения, генерирующие электроэнергию; второй уровень, включая объекты и оборудование для производства и передачи энергии; третий уровень, охватывающий всю систему, включая дистрибуцию. [4] Эта структура хорошо отражает суть функционирования ЭЭС, но также можно принять во внимание еще один уровень, который относится ко всей рассматриваемой территории и отражает наличие ресурсов и источников энергии (в данном случае - преобразованных в электроэнергию) по отношению к спросу. Анализы, проводимые на этом уровне, позволяют оценить возможность балансировки энергетического баланса, как правило, на более длительный временной горизонт. Здесь учитываются местные энергетические ресурсы и ограничения на их приобретение (например, гидроэнергетические ресурсы и гидрологические условия), а также возможности и условия импорта. Результатом анализа на этом уровне является оценка энергетической безопасности страны или территории.
Первый иерархический уровень системы идентичен первой функциональной зоне ЭЭС - системе генерации. На этом уровне надежность - это надежность выработки электроэнергии в энергосистеме, понимаемая как готовность электростанции покрывать нагрузки (адекватность). Иногда анализ на этом иерархическом уровне учитывает возможность межсистемного обмена.
При оценке надежности ЭЭС на втором иерархическом уровне используется модель генерирующей мощности -нагрузка должна быть расширена за счет передающей сети, т.е. за счет возможности передачи вырабатываемой мощности и энергии. Рассчитываются показатели надежности двух типов: показатели для конкретных узлов нагрузки и «системные» показатели - для всей системы или участка (на данном иерархическом уровне). Они не конкурентны, а дополняют друг друга. «Системные» показатели дают общую оценку, при этом показатели для конкретных узлов нагрузки обеспечивают меру надежности системы с точки зрения этих узлов, а также предоставляют входную информацию для анализа на следующем иерархическом уровне.
Анализ надежности энергосистем третьего иерархического уровня является наиболее сложной задачей, так как требует учета всех (трех) функциональных зон системы. Поэтому функциональную зону распространения обычно рассматривают отдельно, а показатели третьего уровня можно определить, используя в качестве входных данных показатели, рассчитанные на втором уровне. Конечным результатом являются индикаторы для приемных узлов.
С точки зрения предотвращения т.н. крупных системных отказов особенно важен анализ (прогноз) надежности энергосистем, который должен иметь должное и постоянное место в анализах, проводимых для определения условий безопасной эксплуатации систем на этапе программирования функционирования и рабочих параметров ЭЭС.
Общая схема методологии анализа и оценки надежности энергосистем состоит из ряда этапов, включающих анализ прошлого поведения ЭЭС, расчет надежности по показателям надежности, оценку/прогноз будущего состояния системы. С использованием соответствующей статистики интенсивности отказов создается набор моделей отказов и соответствующие
входные данные. В расчетной части, в зависимости от используемого метода, получают один или несколько возможных сценариев. Из них определяются показатели надежности системы. В большинстве случаев это индикаторы перебоев и/или ограничений энергоснабжения. Любой другой дефицит в предоставлении услуг, например, отсутствие достаточной пропускной способности, также может быть выражен с помощью показателей. Теоретически эти показатели можно проверить применительно к текущему поведению системы, если рассмотренный вариант развития системы реализован и прошел достаточно длительный период наблюдения.
В зависимости от объема исследования анализ надежности требует отображения полного эксплуатационного поведения системы, в некоторой степени с учетом действий, ручных или автоматических, предпринимаемых в ответ на сбои. Таким образом, анализ надежности является гораздо более сложной задачей, чем обычный анализ потоков мощности для критерия «п - 1». Необходимы соответствующие модели для представления компонентов и системы в целом. Также необходимы вычислительные инструменты и данные для выполнения расчетов с использованием указанных моделей и индикаторов, а также индикаторы и методы, позволяющие использовать результаты этих моделей и методов для соответствующих практических приложений.
Среди методов анализа и оценки (прогнозирования) надежности систем доминируют два основных подхода: аналитический и имитационный. Они также часто используются при оценке адекватности ЭЭС. Аналитические методы предполагают расчет показателей надежности по соответствующей математической модели. Таким образом, набор определяемых показателей является производным от принятой модели и набора входных данных. Основная проблема заключается в сделанных упрощающих предположениях, эффект которых часто неизвестен. Методы моделирования, также известные как методы Монте-Карло, оценивают показатели надежности путем моделирования случайного поведения системы. Можно выделить две группы методов моделирования: непоследовательные и последовательные. В непоследовательных методах каждый временной отрезок рассматривается независимо; следовательно, невозможно смоделировать временные корреляции или последовательность событий. В последовательных методах время и его подпериоды рассматриваются в хронологическом порядке. Это происходит за счет увеличения времени вычислений. Основное отличие аналитического и имитационного подходов заключается в процессе выбора анализируемых состояний энергосистемы и методе расчета вероятностей и других показателей надежности. [5]
В обоих подходах на втором и третьем уровнях ЭЭС оценка надежности (достаточности) системы осуществляется с использованием потока мощности для выявления дефицитных состояний и оценки последствий корректирующих (восстановительных) действий. Это позволяет определить глубину дефицитных состояний системы. На первом уровне возмущения в электросети не учитываются, поэтому выявление дефицитных состояний системы происходит напрямую - без расчета перетока мощности.
Для расчета потока мощности используются транспортные модели, методы потока мощности постоянного тока и методы потока мощности переменного тока. Последние редко используются в подходе моделирования из-за длительного времени компьютерных вычислений. Это практическое ограничение, а не теоретическое. Однако, если установлено, что реактивная мощность выходит за пределы допустимых значений или напряжение выходит за допустимые пределы, возникает необходимость использовать метод потока мощности переменного тока.
2. Анализ и оценка режимной надежности (первый уровень ЭЭС)
Надежность производства электроэнергии можно рассматривать как вопрос стохастического процесса превышения потребности в мощности Z(t) стохастического процесса генерирующей мощности системы P(t). Таким образом, модель надежности генерации представляет собой стохастический процесс дефицита мощности D(t) [6].
На практике нас интересует главным образом надежность производства в будущем, для которой функция D(t) неизвестна и не может быть известна. При фиксированном t (точно определенном моменте) D(t) представляет собой случайную величину, которая может принимать значения из определенного диапазона действительных чисел и для которой вероятности, с которыми она принимает значения из этого диапазона, равны или могут быть известными. Набор случайных величин D(t) для всех t □ [ti, t2] представляет собой случайный процесс D(t), определенный в интервале [ti, t2]. В терминологии случайного процесса это случайный процесс с непрерывным временем.
Параметры процесса дефицита мощности являются количественными характеристиками надежности производства электроэнергии. Они могут включать в себя:
- продолжительность Т дефицита, т.е. время, в течение которого D(t) > 0 в интервале [ti, t2],
- недоотданную энергию АЛ, т.е. площадь под кривой D(t),
- частоту n возникновения дефицита, где n - количество интервалов [Tii, T2i], входящих в [ti, t2], в которых D(t) > 0.
Вышеуказанные параметры характеризуют надежность генерации в интервале [ti, t2] и для прошлого это конкретные числовые значения, описывающие функцию дефицита мощности D(t). В будущем они являются случайными величинами, характеризующими стохастический процесс дефицита мощности D(t). Их распределения очень сложно определить, но ожидаемые значения E[7], E[AA], E[n] можно определить относительно легко.
Применительно к практическим вопросам можно выделить составляющие процессы дефицита мощности: процесс производственной мощности и процесс спроса на электроэнергию; а также модели, необходимые для их определения, обычно рассматриваются самостоятельно и показатели надежности производства рассчитываются путем соответствующего объединения их результирующих характеристик.
В условиях фиксированной производственной мощности системы (неизменного набора энергоблоков и их постоянных параметров - достижимых показателей мощности и надежности) стохастический процесс генерирующей мощности P(t) является стационарным и может быть описан функцией распределения F(Pd) - функция распределения генерирующей мощности (располагаемой мощности) системы. Обычно это происходит в течение периода, соответствующего фиксированному количеству блоков в запланированной реконструкции (обычно одна неделя). [7]
Важно понимать и правильно интерпретировать вероятностные критерии и показатели надежности, используемые при анализе и оценке надежности энергосистемы на первом иерархическом уровне - надежности производства электроэнергии. К наиболее часто используемым показателям надежности энергосистемы на первом уровне относятся: вероятность неудовлетворения спроса (LOLP), ожидаемое время неудовлетворения спроса (LOLE), ожидаемая недопоставленная энергия (EENS), показатели частоты и продолжительности состояний дефицита мощности (F&D), индекс энергообеспечения (EIR), определяемый как соотношение подаваемой энергии к требуемой. Математическое описание показателей надежности выработки электроэнергии в энергосистеме (подсистеме генерации) сформулировано в [8]. К дополнительным факторам, учитываемым при практических рас-
четах показателей надежности производства электроэнергии, относятся: неопределенность прогнозов нагрузки и параметров надежности энергоблоков, плановая профилактика, внедрение программ формирования спроса на электроэнергию (DSM) и их последствия.
3. Анализ и оценка режимной надежности систем передачи и распределения
При анализе и оценке надежности энергосистем на втором иерархическом уровне рассчитываются два типа показателей: показатели для конкретных узлов нагрузки и «системные» показатели - для всей системы (на этом иерархическом уровне). [9] Показатели, рассчитанные на основе прошлых данных, включают: недоступность системы, недопоставленную энергию, количество событий, продолжительность (количество часов) отключений электроэнергии, количество отключений напряжения, количество отключений частоты. Следует отметить, что эти параметры являются «полными» показателями надежности, поскольку они отражают как адекватность, так и эксплуатационную надежность ЭЭС. Прогнозные показатели рассчитываются на будущее с использованием отображения структуры системы и моделей надежности ее элементов. Системные показатели, прошлые и прогнозируемые, чрезвычайно важны с точки зрения принятия решений относительно всей энергосистемы. Их преимущества неоспоримы. Однако системные индикаторы не подходят для определения последствий отдельных действий по укреплению системы, например, добавления линий. На практике это особенно важно для крупных систем, когда изменение значений показателей в результате отдельных мероприятий по укреплению очень мало по сравнению с другими изменениями, происходящими во всей системе. Следовательно, системные показатели могут быть нечувствительны к таким изменениям.
Поскольку единичное действие по усилению передающей сети направлено в основном на улучшение условий в данном приемном узле (или ограниченном их наборе), желательно знать значения показателей «до» и «после» этого события (усиливающее действие). Объективно и эффективно это можно измерить только с помощью показателей надежности приемных узлов (точек).
Если речь идет об отказах (отключениях) элементов сети энергосистемы, то их чаще всего моделируют как [10]:
- независимые отключения. Их легче всего анализировать. Эти события включают только сами элементы. Когда одновременно происходят два или более отключений, они называются перекрывающимися или одновременными независимыми отключениями и могут быть географически и электрически очень близкими или очень удаленными.
- зависимые отключения. Они зависят от возникновения одного или нескольких событий. Примером может служить остановка одного пути двухпутной линии из-за перегрузки после остановки другого пути. Данное событие относится к числу тех, которые могут вызвать каскадные отключения и проблемы, связанные с эксплуатационной надежностью. Чаще всего зависимые отключения электрически очень близки.
- общие режимные отключения. Такое отключение - это событие, имеющее единственную внешнюю причину, приводящее к неработоспособности (отказу) многих (двух и более) устройств, и эти последствия не являются следствием сами по себе. Примеры включают: удар молнии в опору линии электропередачи, вызывающий скачок на двух или более линиях, разрушение опоры на двухпутной линии.
- эффекты, связанные с погодой. Известно, что погода оказывает огромное влияние на процессы повреждения воздушных линий. Ущерб увеличивается в короткие периоды времени при неблагоприятных погодных условиях. Тенденция трактовать эту
X X
о го А с.
X
го m
о
м о
M
со
fO
сч о cs
о ш m
X
<
m О X X
проблему как событие, имеющее общую причину, является совершенно неверным подходом, поскольку сам процесс не вызван общей причиной и не является зависимым отказом. Известно, что общность погодных условий увеличивает независимую интенсивность отказов каждой линии, что существенно увеличивает вероятность множественных одновременных отключений (этих линий). Обычно выделяют два состояния (типа) погоды: нормальную погоду и неблагоприятную погоду. Серьезное рассмотрение влияния погоды начинается в исследованиях на втором иерархическом уровне ЭЭС, но наиболее важно оно на третьем уровне, включающем подсистему распределения.
- отключения по причинам, возникшим на станции. Две или более линии электропередачи и/или энергоблока могут быть отключены одновременно из-за сбоя на подстанции, к которой они подключены. Примером может служить станция в полигональной схеме. Система безопасности станции такова, что единичная неисправность в определенных элементах приведет к одновременному отключению многих линий и/или энергоблоков. Поскольку большинство исследований на втором иерархическом уровне ЭЭС при анализе потоков мощности основано на рассмотрении однопутной схемы (без системы станций и двухпутных линий), влияние событий, инициируемых на станциях, можно легко не заметить.
Для распределительной системы (функциональной зоны распределения) расчетными показателями надежности обычно являются: ожидаемое количество нарушений (отключений электроэнергии), средняя продолжительность нарушения, годовая недоступность (индекс бесперебойности электроснабжения) приемного узла. Кроме того, можно рассчитать ожидаемое значение отключенной мощности или недопоставленной энергии.
Заключение
По мере продолжения изменений в электроэнергетике можно предположить, что исследования надежности ЭЭС (в частности, систем передачи) также изменят свой характер. В настоящее время тестирование надежности систем передачи является и, вероятно, будет в будущем прерогативой сетевых операторов и, в меньшей степени, владельцев инфраструктуры. Таким образом, надежность системы передачи больше не является исключительно функцией структуры сети, генерирующей мощности энергоблоков и непосредственно подключенных к ней нагрузок, но также и функцией изменений в мощности и передаче энергии, вызванных договорными обязательствами.
В классическом анализе надежности выходными данными являются «технические» показатели надежности, обычно выражаемые в частоте и продолжительности перерывов в работе и т. д., которые обычно используются для проверки выполнения установленных критериев. В современных условиях эти показатели надежности, вероятно, будут включены в модели экономической оценки. Это открывает новые возможности для оценки и все более широкого использования анализа надежности, но, конечно, также требует соответствующих исследований в этих новых областях. Задача состоит в том, чтобы разработать способ перехода от расчета показателей технической надежности к управлению экономическими рисками при планировании развития и эксплуатации энергосистемы.
Литература
1. Мастерова О.А., Барская А.В. Эксплуатация электроэнергетических систем и сетей: учеб. пособие. - Томск: тПу, 2006. 100 с.
2. Воропай Н.И., Ковалев Г.Ф. Концепция обеспечения надежности в электроэнергетике. - М.: ООО ИД «Энергия», 2013. 304 с.
3. Хорольский В.Я., Таранов М.А. Надежность электроснабжения. - Ростов н/Д: Терра Принт, 2007. 128 с.
4. Воропай Н.И. Надежность систем энергетики: проблемы, модели и методы их решения. - Новосибирск: Наука, 2014. 284 с.
5. Методы и модели исследования надежности электроэнергетических систем: моногр. Отв. ред. Манов Н.А. - Сыктывкар, 2010. 292с.
6. Худяков Р.И. Методы оценки рабочих режимов электроэнергетических систем// Вестник науки. 2020. №12 (33).
7. Фам Чунг Шон, Воропай Н.И. Исследование режимной надежности систем электроснабжения с распределенной генерацией и учетом каскадных аварий// Электричество. 2013. № 12. C. 13-21.
8. Осак А.Б., Шалагинов А.И., Панасецкий Д.А., Бузина Е.Я. Оценка управляемости энергосистемы, как метод анализа режимной надежности с учетом краткосрочного прогнозирования ее поведения// Автоматизация предприятий энергетической отрасли. 2016. №4 (81). С. 5-12.
9. Чукреев Ю. Я., Чукреев М. Ю. Обеспечение надежности при управлении развитием электроэнергетических систем для условий реформирования электроэнергетики// Энергетика. 2008. № 4. С. 39-48.
10. Yu Shiwen, Hou Hui, Wang Chengzhi, Geng Hao, Fan Hao. Review on Risk Assessment of Power System// Procedia Computer Science. 2017. Vol. 109. pp. 1200-1205.
Methodology of analysis and evaluation of operational reliability of power systems
Terekhova N.V., Bogunova A.A., Abrosimova S.A.
Industrial University of Tyumen
JEL classification: C10, C50, C60, C61, C80, C87, C90_
The quality of power supply, and hence the reliability of power supply, is largely determined by the reliability of devices and systems used for the generation, transmission and distribution of electricity - the reliability of the power system. Changes in the electric power industry have given rise to a different approach to the reliability of the power system. There is growing pressure to ensure an appropriate level of reliability in the future, both from regulators and from energy consumers. On this basis, questions about the future level of reliability of power supply are growing, and interest in a detailed analysis of the reliability of the power system is increasing. The article presents a synthetic overview of the current state of the methodology for analyzing and evaluating the reliability of power systems. Available models, methods, as well as reliability indicators and necessary data for various hierarchical levels of the energy system are presented. The article concludes that the new problems that have arisen in the electricity market mean new requirements for the reliability of power systems and analysis methods that affect the use of the described methods and tools, and indicate the need to consider the reliability of power supply from the point of view of economic risk management.
Keywords: power system, reliability, analysis and evaluation, methodology. References
1. Masterova O.A., Barskaya A.V. Operation of electrical power systems and
networks: textbook. allowance. - Tomsk: TPU, 2006. 100 p.
2. Voropai N.I., Kovalev G.F. The concept of ensuring reliability in the electric power
industry. - M.: LLC Publishing House "Energia", 2013. 304 p.
3. Khorolsky V.Ya., Taranov M.A. Reliability of power supply. - Rostov n/d: Terra Print,
2007. 128 p.
4. Voropai N.I. Reliability of energy systems: problems, models and methods for
solving them. - Novosibirsk: Nauka, 2014. 284 p.
5. Methods and models for studying the reliability of electric power systems:
monograph. Rep. ed. Manov N.A. - Syktyvkar, 2010. 292 p.
6. Khudyakov R.I. Methods for assessing operating modes of electric power systems
// Bulletin of Science. 2020. No. 12 (33).
7. Pham Chung Sean, Voropai N.I. Study of operational reliability of power supply
systems with distributed generation and taking into account cascading accidents // Electricity. 2013. No. 12. pp. 13-21.
8. Osak A.B., Shalaginov A.I., Panasetsky D.A., Buzina E.Ya. Assessing the
controllability of a power system as a method for analyzing operational reliability taking into account short-term forecasting of its behavior // Automation of energy industry enterprises. 2016. No. 4 (81). pp. 5-12.
9. Chukreev Yu. Ya., Chukreev M. Yu. Ensuring reliability in managing the
development of electric power systems for the conditions of reforming the electric power industry // Energy. 2008. No. 4. P. 39-48.
10. Yu Shiwen, Hou Hui, Wang Chengzhi, Geng Hao, Fan Hao. Review on Risk Assessment
of Power System // Procedia Computer Science. 2017. Vol. 109. pp. 1200-1205.
