Оценка и синтез сетевой надежности электроэнергетической системы Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

УДК 621.311.1

ОЦЕНКА И СИНТЕЗ СЕТЕВОЙ НАДЁЖНОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ

Д.С. КРУПЕНЁВ Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева (Иркутск)

В статье рассматриваются вопросы, связанные с оценкой и синтезом сетевой надёжности электроэнергетической системы, ставшие особенно актуальными после реформирования Российской электроэнергетики. Приводится метод декомпозиции системной надёжности ЭЭС на надёжность звена генерации и сетевого звена. Предлагается подход к анализу надёжности отдельных связей ЭЭС. Рассмотрены способы и методы синтеза сетевой надёжности ЭЭС. На примере расчёта надёжности фрагмента ЭЭС демонстрируется возможность и целесообразность применения данных подходов.

Ключевые слова: электроэнергетическая система, системная надёжность, декомпозиция системной надёжности, звено генерации, сетевое звено.

Введение

Надёжность электроэнергетической системы (ЭЭС) - это комплексное свойство ЭЭС выполнять функции по производству, передаче, распределению и электроснабжению потребителей электроэнергией в требуемом количестве и нормированного качества путём технологического взаимодействия генерирующих установок, электрических сетей и электроустановок потребителей [1]. На современном этапе развития электроэнергетики надёжность приобретает особую актуальность, и её оценка и синтез играют решающую роль в управлении развитием и функционированием ЭЭС. В данной статье рассматривается системная балансовая надёжность. Балансовая надёжность - способность ЭЭС обеспечивать совокупную потребность в электрической мощности и энергии потребителей с учётом ограничений в виде плановых и неплановых отключений элементов энергосистемы, ограничений на поставку энергоресурсов [2]. Балансовая надёжность определяется двумя единичными свойствами надёжности: безотказностью и восстанавливаемостью (ремонтопригодностью).

На сегодняшний день в российской электроэнергетике произошли перемены, которые коренным образом затронули оценку и обеспечение надёжности. Произошел переход от вертикально интегрированной модели управления Единой электроэнергетической системой (ЕЭС) страны к горизонтально интегрированной в технологическом аспекте. Данное обстоятельство заставляет искать новые подходы к оценке и синтезу надёжности ЭЭС. Среди множества задач обеспечения надёжности важной является [3, 4] задача оценки вклада в системную надёжность каждого из технологических звеньев ЭЭС. Решение этой задачи необходимо для того, чтобы в условиях рыночных отношений между хозяйствующими субъектами определить ответственных за надежность. Также при определении вклада в надёжность технологических звеньев появляется возможность гармонизировать

© Д. С. Крупенев

Проблемы энергетики, 2010, № 9-10

(скоординировать) надёжность этих звеньев для получения наибольшего эффекта от их совместной работы.

Характеристика звеньев ЭЭС

При исследовании балансовой надёжности ЭЭС наибольший интерес представляют два звена, составляющие основную структуру ЭЭС. Это звено генерации и сетевое звено. При этом под звеном генерации понимаются электростанции генерирующих компаний. Звено генерации на современном этапе следует рассматривать как совокупность двух крупных подсистем: снабжения электростанций первичными энергоресурсами (топливом на ТЭС, водой на ГЭС) и генераторных мощностей. Под сетевым звеном понимаются все линии электропередачи основной сети, образующие единую национальную электрическая сеть (ЕНЭС) России, а именно [5]:

1) линии электропередачи (воздушные и кабельные), номинальный класс напряжения которых составляет 330 кВ и выше;

2) те линии электропередачи, класс напряжения которых составляет 220 кВ и которые обеспечивают:

- выдачу в сеть мощности электрических станций субъектов федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности) -поставщиков электрической энергии (мощности) - на указанный рынок;

- соединение и параллельную работу энергетических систем различных субъектов Российской Федерации;

- выдачу мощности в узлы электрической нагрузки с присоединенной трансформаторной мощностью не менее 125 МВА;

- непосредственное соединение перечисленных линий электропередачи;

3) линии электропередачи, пересекающие государственную границу Российской Федерации.

Потребителями электроэнергии в этом случае будут выступать шины подстанций, непосредственно от которых запитываются распределительные сети ЭЭС.

На рис. 1 показана цепочка звеньев ЭЭС Основная структура ЭЭС

Снабжение станций первичными энергоресурсами -> Генерация мощности 1 Сетевое звено

I*

Звено генерации;

Распределительная сеть

-►Потребители

Потребители с точки зрения системной надёжности

Рис. 1. Цепочка технологических звеньев ЭЭС

Одной из основных причин усиления сетевого звена является стремление к наиболее полной реализации системного эффекта работы ЭЭС. При работе ЭЭС первичным, ведущим, ответственным за покрытие нагрузки звеном является звено генерации, но в то же время не стоит недооценивать важность сетевого звена. Системные эффекты при работе ЭЭС заключаются в следующем:

- повышение системной надёжности ЭЭС и, вследствие этого, надёжности электроснабжения потребителей;

- транспорт (балансовые перетоки) электроэнергии и мощности в дефицитные энергорайоны из избыточных;

- возможность выдачи в систему неиспользуемой на месте электроэнергии и мощности;

- создание условий для эффективных режимных перетоков, обеспечивающих выравнивание совмещённых графиков потребления электроэнергии со снижением себестоимости её производства за счёт возможностей более равномерной загрузки оборудования в энергосистемах;

- снижение суммарного резерва мощности в соединяемых линиями электропередачи энергосистемах за счёт перетоков мощности в аварийных режимах;

- уменьшение суммарных потерь электроэнергии и мощности в энергосистеме за счет создания более эффективных схем электроснабжения потребителей;

- экономия топлива вследствие рационализации режимов работы электростанций и электрических сетей;

- обеспечение энергетической безопасности страны и отдельных её регионов и т.д.

Таким образом, оценка и обеспечение надёжности сетевого звена является приоритетной задачей в обеспечении надёжности ЭЭС в целом. Особенно оценка надёжности сетевого звена важна в больших ЭЭС, таких как российская ЕЭС, т.к. в таких системах имеются протяженные и слабые (с малой пропускной способностью) связи и дефицитные и избыточные районы по генерации.

При оценке надёжности сетевого звена важным моментом является правильное отражение картины, происходящей в системе. Необходимо моделировать работу всей системы, так как конечные показатели надёжности зависят от надёжности генерирующего звена, сетевого звена и от величины и размещения нагрузок потребителей. В случае же, если работа звеньев системы моделируется неправильно или работа какого-то звена вообще не моделируется, то полученные показатели надёжности как для системы, так и для исследуемого технологического звена будут искажены.

При работе ЭЭС загрузка отдельных ЛЭП или их совокупностей в каком-либо сечении производится в зависимости от всех перечисленных выше факторов. В общем случае загрузка ЛЭП во времени неравномерна и определяется так называемыми регулируемыми и нерегулируемыми перетоками.

К регулируемым можно отнести:

- балансовые энергетические (структурные) перетоки;

- перетоки, обусловленные реализацией межсистемного эффекта снижения суммарной установленной мощности генерации в связи с неодновременным наступлением максимумов нагрузок в различных часовых поясах единого электроэнергетического пространства ЕЭС;

- перетоки, связанные с реализацией возможного сокращения суммарного резерва мощности в объединении;

- перетоки, связанные с выравниванием баланса мощности при отклонениях фактического роста электрических нагрузок или генерирующих мощностей по отдельным ЭЭС от планируемых;

- режимные перетоки, обусловленные неравномерностью суточного и годового потребления и выработки электроэнергии;

- режимные перетоки, связанные с проведением плановых и неплановых

ремонтов генерирующего и сетевого оборудования системы. К нерегулируемым перетокам относятся:

- перетоки, вызванные случайными колебаниями нагрузки;

- аварийные перетоки, связанные с имеющими случайный характер повреждениями оборудования ЭЭС.

Метод декомпозиции системной надёжности

Цель декомпозиции системной надежности - представление системной надежности в виде ее составляющих: надежности генерирующего звена и надежности сетевого звена.

Основными показателями системной надёжности являются:

- вероятность безотказной работы Р ;

- математическое ожидание недоотпуска электроэнергии ЛЭ;

- коэффициент обеспеченности потребителей электроэнергией п. Исходя из основных положений теории надёжности цепочка звеньев ЭЭС

может быть с достаточной, для практических задач управления системой, точностью представлена последовательной схемой в смысле надежности (рис. 1). Тогда показатели системной надёжности примут следующий вид:

1. Вероятность безотказной работы

Рсист = Рген ' Рсет , (1)

где Рсист - показатель системной надёжности; Рген - показатель надёжности звена генерации; Рсет - показатель надёжности сетевого звена.

2. Математическое ожидание (м.о.) недоотпуска электроэнергии

ЛЭсист ж ЛЭген + ЛЭсет , (2)

где ЛЭсист - показатель системной надёжности; ЛЭген - показатель надёжности звена генерации; ЛЭсет - показатель надёжности сетевого звена. Приближенность этой формулы определяется возможностью появления недоотпуска электроэнергии при одновременных отказах как в генерирующем, так и в сетевом звене. Но как показывает анализ, для достаточно надежных систем, к каковым относятся ЭЭС, доля таких событий незначительна.

3. Коэффициент обеспеченности потребителей электроэнергией.

Для выведения формулы для п воспользуемся выражением (2), имея в виду, что п равно

ЛЭ

п = 1--, (3)

Э

^треб

где ЛЭ - недоотпуск электроэнергии; Этред - требуемая выработка электроэнергии.

Чтобы разложить данный показатель относительно технологических звеньев ЭЭС, необходимо провести ряд математических преобразований. Представим (3) в виде

ЛЭ = (1 + п)-Этреб . (4)

Подставим выражение (4) в выражение (2): © Проблемы энергетики, 2010, № 9-10

( псист)' Этреб _ ( пген)" Этреб + (1 псет)" Этреб . (5)

Проведя необходимые преобразования, в итоге получаем

псист = пген + псет -1, (6)

где псист - показатель системной надёжности; пген - показатель надёжности звена генерации; псет - показатель надёжности сетевого звена.

Для решения поставленной задачи был разработан метод декомпозиции системной надёжности.

Данный метод основывается на следующих вычислительных операциях:

1. Расчёт надёжности основной структуры исследуемой ЭЭС для фактического состава и параметров элементов системы.

2. Расчёт надёжности исследуемой ЭЭС в предположении абсолютной надёжности сетевого звена с целью оценки вклада в системную надёжность ЭЭС надёжности генерирующего звена.

3. Расчет надёжности сетевого звена, исходя из основных положений теории надёжности о последовательности звеньев основной структуры ЭЭС.

4. Анализ полученных вкладов и выявление узких мест в звене генерации и сетевом звене. Рекомендации по их устранению с соответствующим технико-экономическим обоснованием.

Характеристика инструмента для решения поставленной задачи

Для решения поставленной задачи необходимо воспользоваться специализированным инструментом по оценке надежности больших ЭЭС. Данный инструмент должен отвечать следующим требованиям:

1. Оценивать системную надёжность, т.е. надёжность основной структуры: генерирующего и сетевого технологических звеньев ЭЭС.

2. Достаточно подробно и точно представлять структуру и параметры как генерирующей части, так и её сетевой части, объемы и графики электропотребления.

2.1. Система должна представляться расчётной схемой в виде концентрированных узлов и связей между ними. Узлы должны формироваться таким образом, чтобы они действительно были близки к «концентрированным», т.е. такими энергорайонами, в которых сеть обеспечивает передачу необходимой мощности в любую точку энергорайона во всех нормальных и аварийных режимах. Связи между такими узлами представляют совокупность различных ЛЭП, пропускные способности которых ограничены, и у каждой связи должен быть свой аварийный показатель. Каждый узел (энергорайон) в модели должен характеризоваться суммарной нагрузкой и генерацией. При этом некоторые узлы могут быть чисто нагрузочными или чисто генерирующими, т.е. не иметь либо генерации, либо нагрузки.

2.2. Нагрузки в узлах должны задаваться суммарными почасовыми графиками для всего расчётного периода (обычно года) с учётом поясного сдвига времени (что для России с одиннадцатью часовыми поясами является важным).

2.3. Генерация в узлах должна задаваться в виде групп однотипных агрегатов, которые характеризуются их единичной мощностью, числом агрегатов в группе, аварийностью, нормами на проведение плановых (текущих, средних и капитальных) ремонтов. Сложные агрегаты, типа дубль-блоки, должны задаваться соответствующими рядами распределения их возможных состояний.

Показатели надёжности должны вычисляться для схемы в целом и для каждого узла расчётной схемы.

Перечисленным требованиям удовлетворяет ПВК ЯНТАРЬ [6], разработанный в ИСЭМ СО РАН.

Анализ надёжности связей ЭЭС

При исследовании надёжности сетевого звена важным моментом является определение уровня надёжности каждой связи ЭЭС. Решение данной проблемы возможно при использовании так называемых энергонадёжностных характеристик (ЭНХ) связей.

ЭНХ связи представляет собой функцию распределения мощности, передаваемой по данной связи в исследуемых условиях работы ЭЭС и при заданных надёжностных характеристиках оборудования ЭЭС. Название ЭНХ принято для того, чтобы отличать данную функцию распределения от функции состояний связи как отдельного объекта со своей производительностью, т.е. отличать от функции распределения вероятностей различных пропускных способностей связи как некоторой совокупности ЛЭП, обладающих аварийностью.

ЭНХ представляет существенную информацию об условиях работы рассматриваемой связи в рамках исследуемой ЭЭС. По этой информации можно судить о степени использования ее пропускной способности, преимущественном направлении потоков мощности, соответствии пропускной способности имеющимся в системе возможностям взаимопомощи между энергоузлами (энергозонами, ЗСП) и т. д.

Способ определения ЭНХ связей заключается в следующем. По результатам расчетов потокораспределений в каждом из рассматриваемых расчетных состояний системы оцениваются величины и вероятности перетоков мощности. По полученным данным формируются ряды распределений фактически получающихся перетоков мощности по соответствующим связям. ЭНХ могут строиться как для всего расчетного периода (года), так и для отдельных интервалов расчетного периода (сезона, квартала, месяца). Расчеты по интервалам выявляют те периоды времени, когда интересующие нас связи слабо загружены и могут быть выведены в ремонт, реконструкцию и т.п.

На рис. 2 изображены примеры ЭНХ для 3-х различных связей. На оси абсцисс отложена загрузка связи в различных режимах в диапазоне их пропускных способностей, на оси ординат - вероятность (относительная

ЭНХ может быть использовано при оценки сетевой надёжности для определения «вклада» каждой связи ЛЭj в общий недоотпуск электроэнергии.

Для этого необходимо использовать 2-ю вычислительную операцию метода, изложенного выше. При этом используется следующее выражение:

ЛЭj =Е(Р -Р°)• Р/ • 876°, 1 = 1,2,к, J, (7)

/

где Р/ - загрузка связи в / -м расчётном режиме эксперимента 2, МВт; Р° -

математическое ожидание фактической пропускной способности исследуемой связи, состоящей из ЛЭП, отключаемых в аварийный или плановый ремонт, МВт; р/ - вероятность нахождения связи в режиме передачи мощности Р/ (берётся из ЭНХ в опыте с надёжной сетью); J - число связей.

Графически данную процедуру можно описать следующим образом: при работе ЭЭС с неограниченными пропускными способностями связей данные связи загружаются до значений, обеспечивающих беспрепятственную передачу необходимых потоков мощности в расчётных режимах ЭЭС (рис. 3).

Рис. 3. ЭНХ связи

На рис. 3 Х1 и Х2 - это фактические пропускные способности реальной связи в прямом и обратном направлениях. Области 2 являются тем недоотпуском электроэнергии, который возникает в результате малой пропускной способности конкретной связи.

Получив ЛЭ для всех связей, последние можно проранжировать по степени их вклада в системную надёжность и оценить приоритет первоочередного усиления соответствующих связей. Однако, как показывает практика проектирования, этого недостаточно для принятия решения о вводе в работу новых объектов или усилении существующих. На практике необходимо экономически обосновывать принятые решения, т.к. строительство ЛЭП - это дорогое мероприятие.

Синтез сетевой надёжности

Двойственные (объективно обусловленные) оценки [7] являются действенным инструментом для анализа сетевой надёжности. В электроэнергетике их физико-техническая природа проявляется в виде вероятностей (относительных длительностей) превышения требуемой

располагаемой мощности в генерирующих узлах и вероятностей превышения требуемых пропускных способностей связей над фактическими.

Технико-экономическое обоснование вариантов повышения сетевой надёжности является весьма сложной процедурой, особенно в условиях рыночной экономики. В РФ составлены «Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов» [8]. В этих рекомендациях предложены следующие показатели экономической эффективности:

показатели коммерческой (финансовой) эффективности, учитывающие финансовые последствия реализации проекта для его непосредственных участников;

показатели бюджетной эффективности, отражающие финансовые последствия осуществления проекта для федерального, регионального или местного бюджета;

показатели общественной (социально-экономической) эффективности, учитывающие затраты и результаты, связанные с реализацией проекта, выходящие за пределы прямых финансовых интересов участников инвестиционного проекта и допускающие стоимостное выражение.

Повышение надёжности основной сети необходимо оценивать, в первую очередь, по критерию технико-экономической эффективности, т.к. электрические сети сами не производят продукцию, которая может быть продана с целью получения прибыли, а осуществляют услуги по транспорту электроэнергии, управлению режимами работы энергосистемы и т.д. Поэтому эффективность объектов электрической сети должна оцениваться по их влиянию на стоимость поставляемой потребителю электроэнергии. Поскольку инвестиции, необходимые для осуществления сетевого строительства, в конечном итоге обеспечиваются за счёт всех потребителей, оплачивающих их через тариф на электроэнергию [9], данный критерий отражает интересы всех потребителей, т.е. формально так же, как и при плановой экономике.

Задачу оптимизации (синтеза) сетевой надёжности можно сформулировать следующим образом: при известных размещении, структуре и параметрах генерирующих мощностей и нагрузок потребителей необходимо выбрать оптимальную структуру и параметры межсистемных ЛЭП с учётом фактора надёжности.

Существует два «классических» способа решения задач оптимизации надёжности:

1.Безусловная оптимизация: способ, когда ищется абсолютный критерий по минимуму приведенных затрат:

З(Н) + У(Н) ^ min, (8)

где З(Н) - дополнительные затраты на сооружение связей; У(Н) - снижение ущерба, вызванное низкой надёжностью сетевого звена.

Затраты З(Н) могут быть найдены по следующему выражению:

N

З(Н) = X Еn * Rn , (9)

n=1

где Еп - удельные затраты в усиление пропускной способности n-ой связи; Rn -значение дополнительной пропускной способности n-ой связи.

Величина У(Н) может быть найдена по следующему выражению:

у(Н=|>0.юи, (10)

n=1

где yo - удельная величина усредненного ущерба от перерывов в электроснабжении потребителей; АЭп - снижение недоотпуска электроэнергии, полученного в результате усиления n-ой связи.

2. Условная оптимизация: способ, когда происходит достижение заданного норматива надёжности, но с обеспечением минимума приведенных затрат

З(НН^ min; Н = Ннорм, (11)

где Н - показатель надёжности, по которому достигается норматив.

Особенностью решения этой задачи является то, что в качестве нормативов могут приниматься различные показатели надежности ЭЭС: вероятность бездефицитной работы, относительная величина м.о. недоотпуска электроэнергии и т.д.

Для оптимизации данным способом применятся метод декомпозиции системной надёжности. После проведения второй операции расчёта по данному методу полученные показатели надёжности, по сути, отражают уровень надёжности генерирующего звена. Как уже было отмечено, звено генерации и сетевое звено могут в первом приближении рассматриваться как соединенные последовательно и минимальный уровень надёжности каждого из этих звеньев должен находиться в зависимости от выбранного показателя. Например, если используется вероятность безотказной работы (на практике в большинстве случаев именно этот показатель и нормируется), то минимальный уровень надёжности одного из звеньев (в данном случае звена генерации) будет иметь значение, которое удовлетворяет условию -Рнорм < -Рмин. Например, если

норматив системной надёжности равен 0,999, то минимальный уровень вероятности безотказной работы звена генерации будет 0,9991 и, используя формулу (1), найдём значение данного показателя для сетевого звена: 0,9999. Но возникает новая задача привязки данного показателя к стоимости усиления надёжности звеньев ЭЭС. Так может оказаться, что усиление сетевого звена будет целесообразно не до 0,9999, а до 0,9995. В этом случае необходимо увеличение надёжности звена генерации до 0,9995. Данную процедуру можно назвать гармонизацией надёжностей сетевого и генерирующего звеньев, т.е. доведение надёжности звеньев ЭЭС до экономически целесообразного уровня.

Если в качестве норматива рассматривать математическое ожидание недоотпуска электроэнергии

АЭнорм — 0,003. Этреб , (12)

где Этреб - требуемая выработка электроэнергии, то в данном случае

минимальный уровень недоотпуска электроэнергии для звена генерации должен принимать меньшее значение, чем приведенный норматив АЭмин < АЭнорм, а

АЭсети — АЭсист — АЭген .

Алгоритм процедуры оптимизации надежности сетевого звена показан на рис. 4.

Рис. 4. Блок-схема модели оптимизации надежности сетевого звена

Особый интерес в данном алгоритме представляет блок № 4. В этом блоке производится повышение сетевой надёжности по принятому критерию. Данную процедуру следует производить путём пошагового увеличения пропускной способности связей, при этом увеличение пропускной способности связей может быть достигнуто несколькими способами:

- увеличение напряжения ЛЭП;

- увеличение количества ЛЭП в связи;

- применение устройств, увеличивающих пропускную способность ЛЭП, в том числе устройств FACTS (Flexible AC Transmission Systems), УПК, СТАТКОМ и т. п.

Пример расчёта

Рассмотрим схему системы, представленной на рис. 5.

Рис. 5. Исследуемая система Расчёт производился при помощи ПВК ЯНТАРЬ.

Данная система состоит из 3-х узлов. По сбалансированности генерации и нагрузки узлы имеют разный характер. Так, первый узел имеет равенство располагаемой мощности генерации и максимума нагрузки. Второй и третий узлы имеют резерв по генерации, равный 8,7% и 11,11% соответственно. Общий резерв генерирующей мощности равен 5,93%. Данная система имеет две связи, в каждой связи по две линии 220 кВ. Система имеет следующие основные параметры (табл. 1-3).

Таблица 1

Параметры энергоузлов расчётной схемы

Номер узла Максимум нагрузки, Рн , МВт макс ' Располагаемая мощность генерации, Рг , МВт г ^ ' расп' Требуемая выработка электроэнергии, ^треб, млрд.кВт-ч

1 5000 5000 35,9

2 2300 2500 16,3

3 4500 5000 32

Система 11800 12500 84,2

Таблица 2

Параметры генерации в узлах

Номер узла Единичные мощности агрегатов Рд, МВт Количество агрегатов, шт. Аварийность qг, Норматив текущих ремонтов атр, о.е. Норматив капитальных ремонтов <кр, сут/год

1 50 50 0,0050 0,0000 15

50 50 0,0200 0,0450 14

2 50 50 0,0200 0,0450 14

3 50 50 0,0050 0,0000 15

50 50 0,0200 0,0450 14

Таблица 3

Параметры линий в связях

Номер Соединяемые ЛЭП в Пропускные Аварийность Длина

связи узлы связи способности, МВт qл, 1/100 км линии Ь, км

1 1 - 2 1 150 0,011 500

2 150 0,011 500

2 2 - 3 1 150 0,011 500

2 150 0,011 500

При расчёте системной надёжности показатели приняли значения, приведенные в табл. 4 и 5.

Таблица 4

Показатели системной надёжности исследуемой системы

Номер узла Показатели надёжности

Р о е сист > ДЭсист, МВт ч Псист , °.е.

1 0,998183 831,5 0,999977

2 0,999992 1,6 0,999999

3 0,999997 1,1 0,999999

Система 0,998182 834,2 0,999999

Таблица 5

Двойственные оценки по связям

Номер связи Двойственные оценки

Прямое направление Обратное направление

1 0,64843Е-07 -0,67192Е-03

2 0,43089Е-07 -0,44962Е-03

Далее был проведён опыт второго метода декомпозиции системной надёжности. Полученные результаты представлены в табл. 6.

Таблица 6

Показатели надёжности звена генерации исследуемой системы

Номер узла Показатели надёжности

Рген - о е- ДЭген, МВт ч пген , о е-

1 0,999580 72,3 0,999998

2 0,999580 77,1 0,999995

3 0,999580 75,8 0,999998

Система 0,999580 225,3 0,999997

Для оптимизации системной надёжности воспользуемся приведённым алгоритмом (рис. 4). В качестве нормируемого показателя будем использовать вероятность безотказной работы. Норматив возьмём равный 0,999. Как видно из расчётов, надёжность исследуемой системы в узле 1 не удовлетворяет принятому нормативу. При проведение опыта 2, в котором были получены показатели надёжности для звена генерации, выяснено, что необходимый норматив можно получить во всех узлах, увеличивая надёжность сетевого звена.

Повышение надёжности сетевого звена будем производить, опираясь на двойственные оценки связей, полученные в первом опыте, и ЭНХ, полученные в опыте с надёжной сетью. После проведения соответствующих расчётов было установлено, что принятого норматива в узлах исследуемой ЭЭС можно достичь, повысив пропускную способность линии № 1 до 450 МВт, линии № 2 - до 440 МВт. Данные значения пропускной способности можно получить указанными выше способами.

Выводы

1. Оценка и обеспечение надёжности ЭЭС является весьма важной задачей в управлении развитием и функционировании ЭЭС. На современном этапе развития в российской электроэнергетике произошли перемены, затронувшие надёжность ЭЭС самым непосредственным образом.

2. Предложен метод декомпозиции системной надёжности ЭЭС на надёжность генерирующего звена и надёжность сетевого звена, который является весьма актуальным в сложившихся условиях. Результаты исследования позволяют рекомендовать предлагаемую в работе методику для декомпозиции надёжности по технологическим звеньям, а соответственно, однозначно определять вклад звена в надёжность ЭЭС и намечать наиболее рациональные пути обеспечения необходимой (нормативной) надёжности. Описан метод анализа каждой связи ЭЭС с целью выявления недоотпуска электроэнергии, полученного в результате их ненадёжной работы.

3. Описан алгоритм оптимизации надёжности ЭЭС и постановка задачи синтеза сетевой надёжности.

4. Практический анализ реальной схемы подтвердил работоспособность и эффективность предлагаемых методов в оценке и синтезе сетевой надёжности.

Summary

The paper considers the issues associated with the estimation and synthesis of the electric power systems (EPS) network reliability, which became especially crucial after Russia power industry restructuring. The method of EPS reliability decomposition is presented for the stages of electric power generation and transportation. An approach is proposed to analyze reliability of different stages. The ways of network reliability synthesis are considered. By example of EPS fragment reliability calculation is shown capability and suitability of application of the approaches.

Key words: electric power system, system reliability, reliability decomposition, generation stage, network stage.

Литература

1. Надёжность систем энергетики (Сборник рекомендуемых терминов). М: ИАЦ «Энергия», 2007. 192 с.

2. Терминологический справочник по электроэнергетике. М.: Типография «КЕМ», 2008. 912 с.

3. Федеральный закон «Об электроэнергетике» № 35-Ф3. Подписан президентом 1 апреля 2003 г.

4. Концепция обеспечения надёжности в электроэнергетике. М.: РАО «ЕЭС России», 2004. 48 с.

5. Постановление Правительства Российской Федерации от 26.01.06 № 41 «О критериях отнесения магистральных линий электропередачи и объектов электросетевого хозяйства к единой национальной (общероссийской) электрической сети».

6. Ковалёв Г.Ф., Лебедева Л.М. Модель оценки надёжности электроэнергетических систем при долгосрочном планировании их работы // Электричество. 2000. №.11. С. 17-24.

7. Канторович Л.В., Горстко А.Б. Оптимальные решения в экономике. М.: Наука, 1972. 231 с.

8. Методические рекомендации по оценки эффективности инвестиционных проектов / Руководители авторского коллектива В. В. Косов, В. Н. Лившиц, А. Г. Шахназаров. М.: Экономика, 2000.

9. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д.Л. Файбисовича. М.: «Издательство НЦ ЭНАС», 2006. 349 с.

Поступила в редакцию 25 февраля 2010 г.

Крупенёв Дмитрий Сергеевич - аспирант Института систем энергетики им. Л.А.Мелентьева СО РАН (ИСЭМ СО РАН). Тел. 8 (3952) 42-63-82. E-mail: krupenev@isem.sei.irk.ru.