CC BY
132
УДК 621.311.1
ПРАКТИЧЕСКИЙ МЕТОД РАСЧЕТА НАДЕЖНОСТИ ГРУППЫ ЭЛЕМЕНТОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ НА ОСНОВЕ ЕДИНИЧНЫХ ВЕРОЯТНОСТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ, ВХОДЯЩИХ В ЭТУ ГРУППУ
А.Е. Туманин, Н.Е. Туманин
В статье предложен практический метод расчета интегрального показателя надежности группы элементов, определяемого на основе единичных вероятностных показателей надежности отдельных элементов, входящих в рассматриваемую группу. С использованием предложенного метода оценена надежность преобразовательной подстанции «Выборгская» Ленинградской области (330/400 кВ) для существующего оборудования подстанции с учетом планов реконструкции
Ключевые слова: метод расчета, интегральный показатель надежности, единичный вероятностный показатель
Реформирование электроэнергетического комплекса Российской Федерации с формированием субъектов рынка и новой системы отношений между ними создает новые требования к вопросам обеспечения и поддержания сетевой надежности. Переход на договорные механизмы взаимоотношений между субъектами закрепляет различные обязательства, в том числе обеспечение необходимого уровня сетевой надежности и надежности электроснабжения конечного потребителя.
Для субъекта рынка — электросетевой компании в первую очередь необходимо определить свои обязательства в части поддержания необходимого уровня надежности перед потребителем в виде фактических показателей.
Фактические показатели надежности (в большей степени интегральный показатель — величина ограничения электроэнергии) у потребителей (под потребителями услуг по передаче электроэнергии понимаются: отдельный потребитель, региональная распределительная компания, электросбытовая компания и пр.) определяют величину экономических рисков сетевой компании перед потребителем в случае предъявления претензий за нарушение надежности и связанного с этим возмещения экономического ущерба.
При этом основная проблема в обеспечении и поддержании необходимого уровня надежности сетей — существующее состояние электрооборудования при эксплуатации сверх нормативного срока с большой долей физического износа.
В частности в 2006 году для сетей 220-750 кВ были характерны: большой объем морально и физически устаревшего электрооборудования износ подстанционного оборудования составляет 68%, воздушных линий электропередачи — 46%; недостаточная пропускная способность ряда межсистем-ных и системообразующих электрических сетей;
Туманин Алексей Евгеньевич — ОАО «ФСК ЕЭС», канд. техн. наук, ведущий эксперт, тел. (495) 652-39-08 Туманин Николай Евгеньевич — ЗАО «Стройэнерго-сервис», ведущий инженер, аспирант МЭИ,
тел. (495) 511-34-96
слабая управляемость электрической сети и недостаточный объем устройств регулирования напряжения и реактивной мощности; недостаточный уровень развития автоматизированных систем диспетчерско-технологического управления.
В условиях ограниченного финансирования основная задача в вопросах первоочередности реконструкции и замены электрооборудования состоит в выявлении «узких» мест в сети и элементов, влияющих наибольшим образом на сетевую надежность и надежность электроснабжения потребителей.
Эти объекты являются первоочередными в части проведения мероприятий организационного и технического характера, которые дают за счет «точечных» улучшений максимальный эффект при минимальных инвестициях в части повышения надежности электрической сети и конечного потребителя услуг по передаче.
На сегодняшний момент перечисленные выше задачи и программы решаются экспертной оценкой и, исходя из принципа, чем больше будет выполнено замен и реконструкции старого оборудования, тем выше надежность рассматриваемого участка сети.
Этот качественный подход отчасти является верным, однако в реальной ситуации и возможности реконструкции оборудования (ограниченное количество людских резервов, разрешенных заявок на отключения по режиму, возможности доставки нового оборудования на место в срок и пр.) накладывает объективные ограничения на массовую замену и реконструкцию всего устаревшего оборудования.
Существующие же методики по расчету показателей надежности предполагают достаточно сложные вычисления, в первую очередь, направленные на решение задачи надежности электроснабжения потребителей с учетом цепочки от источника до потребителя, учитывая всю электрическую сеть, участвующую в электроснабжении.
При таком подходе учитывается максимальное количество элементов и факторов, что, в итоге, позволяет получить наиболее точные результаты,
однако в этом случае необходимо иметь адекватную расчетную модель сети и мощную вычислительную базу.
Для решения вопросов надежности, которые необходимо решать в процессе эксплуатации сетей и при отсутствии необходимых расчетных моделей сети и вычислительных программ, предлагается практический метод количественной оценки надежности группы элементов.
Условно к этой группе в первую очередь можно отнести оборудование в цепочке от центров питания (мощные узловые подстанции 330 кВ и выше) до точек подключения потребителя (как правило, подстанции 110-220 кВ). Введение в расчет смежных элементов сети, косвенно участвующих в процессе передачи электроэнергии потребителям и влияющих на надежность, приводит к уточнению расчета показателей надежности рассматриваемой группы.
Метод расчета надежности для группы элементов
Предполагается, что отдельный элемент электрооборудования может находиться в трех основных эксплутационных состояниях: рабочее состояние (вероятность состояния равна р); отказ (вероятность — д); ремонтное состояние (вероятность — чр, для упрощенного расчета при отсутствии ремонтов, чр> принимается равной нулю).
При этом для 1-го элемента верно выражение
р, + ч, + ч Р, =1
(1)
Вероятность отказа, вероятность ремонта для ,-го элемента определяется по выражению
ч,
Л ■ т
В,
8760
ч
рI
Л ■ т
/1р1 1 ВрI
8760
(2)
где Л,,Лр,- — частота отказов (ремонтов) элементов в рассматриваемой зоне, 1/год; Тв„ Твр,- — время восстановления (ремонта) элементов в рассматриваемой зоне, час.
Вероятность отказа группы элементов с учетом рассматриваемых расчетных состояний
N
N
N
0=П ч,П ч р, П Рк
1=1 ,=1 к=1
при ¡^¡,к, ,^/,к, к?-,,,
(3)
где N — количество элементов в группе; Чi — вероятность отказа элементов в рассматриваемой зоне, определяется из выражения (2); чр, — вероятность вывода в ремонт элементов в рассматриваемой зоне, определяется из выражения (2); рк — вероятность работы элементов в рассматриваемой зоне, для к элемента, определяется из выражения (1).
Величина ограниченной электроэнергии от ненадежности группы элементов определяется как сумма ограничения от каждого расчетного состояния
м
м
Эе=! Э,='Е Р■ й' 8760
(4)
г=1
г=1
где М — количество расчетных состояний; Эе — величина ограничения (недоотпуска) электроэнергии, вызванная ненадежностью элементов, МВт-ч; О, — вероятность отказа группы элементов; Р, — мощность, ограниченная , расчетным состоянием, МВт.
Объем вычислений для рассмотренных расчетных случаев (один отказ, один ремонт, остальные элементы в работе) для группы из N элементов составляет М=(№' N вариантов расчетных состояний. Для сокращения объема вычислений достаточно рассмотреть только сочетания расчетных случаев объектов параллельно соединенных по отношению к протекаемой мощности, которые фактически приводят к значимому ограничению передачи мощности. Для более точного исследования потокораспределения при имитации различных расчетных ситуаций необходимо производить расчет режима схемы.
Предложенный метод легко программируется и дает возможность получить решение при существующих мощностях ПЭВМ за короткое время для достаточно сложных систем в тысячи и более элементов.
Для более коротких интервалов (менее года) в расчете необходимо увеличить величину дискретизации времени и, соответственно, привести показатели надежности к рассматриваемому интервалу времени.
Пример расчета
Предложенным методом исследована надежность работы Выборгского преобразовательного узла ПС «Выборгская» (ОАО «ФСК ЕЭС»), с напряжением 330/400 кВ, Ленинградская область — уникальной подстанции, связывающей две крупнейшие энергосистемы мира — Российскую ЕЭС и энергообъединение скандинавских стран (НОРДЭЛ). Основное назначение преобразовательного узла — обеспечить параллельную работу двух энергосистем с различными требованиями и нормами к частоте напряжения переменного тока.
Включение на параллельную работу двух энергосистем произошло в 1979 году. В течение последующих лет в 1981, 1982, 1984 гг. и в 2000 году на Выборгской выпрямительно-инверторной подстанции один за другим вводились преобразовательные блоки — КВПУ (комплектные высоковольтные преобразовательные устройства, номинальной мощностью 355 МВт), при этом подстанция могла выйти на полную мощность в 1420 МВт.
В настоящее время истекают расчетные сроки службы основного электротехнического оборудования и систем управления. Нарастает поток отказов элементов оборудования, увеличиваются длительности ремонтов. Схемная надежность Выборгского преобразовательного узла по передаче базовой мощности в целом выполняется. Однако надежность не обеспечивается в ремонтных и вынужденных режимах, когда существует необходимость работы всех КВПУ в зависимости от режима Северо-Западной ТЭЦ, которая работает напрямую на энергосистему Финляндии. В связи с этим, в ОАО «ФСК ЕЭС» рассматривается вопрос об установке дополнительного блока КВПУ5 для повышения надежности межгосударственной передачи.
В связи с этим, особенно важно численно оценить риски сетевой компании в части выполнения обязательств по перетоку мощности и выявить наиболее ненадежные сочетания отказов и ремонтов оборудования в существующей схеме и при установке нового устройства КВПУ5, в виде интегральных показателей надежности.
Исходными данными для расчетов являются: принципиальная схема ПС «Выборгская» (рис. 1.); средние значения частоты и длительности ремонтов и отказов оборудования подстанции, полученной по статистике за последние 3 года (табл. 1); фактические замеры перетоков мощности на подстанции (максимальный и минимальный) за предыдущий год.
Принимающая сторона
2 сш
1 сш
400 кВ
I КВПУ5
1 сш
2 сш
£
Я
КВПУ 4 КВПУ 3 КВПУ 2 КВПУ 1
330 кВ
Передающая сторона
Рис. 1. Принципиальная схема подстанции «Выборгская»
Переток мощности осуществляется с передающей стороны (Российская ЕЭС) через сечение преобразовательных устройств КВПУ на принимающую сторону (энергосистемы скандинавских стран).
Расчеты выполнены при следующих допущениях: переток через сечение КВПУ1—4 ПС «Выборгской» в нормальном режиме составляет 9001000 МВт и не меняется при установке нового оборудования КВПУ5 (изменение обязательств по межгосударственному перетоку на данный момент не предусматривается); условно принимаются на-
чальные показатели надежности работы КВПУ5 в два раза лучше, чем показатели самого нового — КВПУ4 из-за отсутствия начальных значений показателей надежности устройств КВПУ; отказы в работе программного комплекса выпрямителей КРУМ (комплексного устройства управлением мощности), учитываются как часть от передаваемой полной мощности сечения КВПУ; наложение двух отказов в группе принимается маловероятным и в расчете не учитывается.
Таблица 1
Показатели надежности оборудования подстанции (из статистики за последние 3 года)
№ Оборудование д о „(н 8 § й н ан о м е р Средняя длительность ремонта, час Частота отказов, 1/год ере вл ввс И' ест рс Со в
1 КВПУ1 5 259 1 4,58
2 КВПУ2 4 219 6 6,04
3 КВПУ3 2 360 2 1,34
4 КВПУ4 4 270 2 2,69
Основной задачей является определение всего набора ситуаций, приводящих к ограничению перетока мощности, с дальнейшим определением вероятности этого состояния и величиной ограничения электроэнергии, вызванного этим состоянием. При этом оставшиеся в работе КВПУ работают с максимальной загрузкой (355 МВт).
Расчетные группы, приводящие к ограничению перетока мощности, вследствие наложения отказов и ремонтов: 1 и 2 СШ 400 кВ, 1 и 2 СШ 330 кВ (с оборудованием, влияющим на отказ шин); КВПУ1—4 (включая работу ТВ, ТИ, преобразователей); работа КРУМ.
Для одного из расчетных состояний — отказ 1 СШ 400 кВ при ремонте 2 СШ 400 кВ и работе остального оборудования схема расчета приведена в табл. 2.
Таблица 2
Схема одного расчетного состояния подстанции
№ Оборудование 5? ,з (Й & О ё і е Р Работа, рк Ограничение мощности
1 (!) 1 СШ 400 кВ X - - Полная величина мощности по сечению КВПУ (Рі=Рсеч)
2 Л) 2 СШ 400 кВ - X -
3 (к) 1 СШ 330 кВ - - X
4 (к) 2 СШ 330 кВ - - X
5 (к) КВПУ1 - - X
6 (к) КВПУ 2 - - X
7 (к) КВПУ3 - - X
8 (к) КВПУ 4 - - X
Вероятность отказа рассматриваемой группы элементов по (3)
01=П ?П ?і П р«
!=1 1=2 к=3
( і=1,1=2, к=3-8);
Э = Р1 • 0 • 8760.
(5)
(6)
Аналогично рассматриваются остальные расчетные состояния, в результате чего определяется величина суммарного ограничения электроэнергии по (4).
Результаты расчетов
Основная часть ограничения электроэнергии в существующей схеме связана с наложением на отказ или ремонт КВПУ2 ремонтов или отказов остальных КВПУ.
Основные вклады элементов в величину ограничения электроэнергии через сечение КВПУ в существующей схеме представлены на рис. 2.
мощности, передаваемой через введенное в работу КВПУ 5.
Зависимость верна при тех же темпах ремонта вышедшего из строя КВПУ.
10000
ь 8000
со
ш
* 6000 &
Ь 4000
О
2000
/
« Л /
¡Xі О
о
- -■—
200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 Переток мощности через КВПУ, МВт
♦ Отказы элементов в группе —■—Отказы КРУМ
Суммарно по сечению
Рис. 3. Величина ограничения электроэнергии в сечении подстанции от ненадежности КВПУ1—4 в существующей схеме (в год)
По результатам расчетов показателей надежности ПС «Выборгская» следует отметить следующее :1) в схеме ПС Выборгская при работе КВПУ1—4 (существующая) в диапазоне передаваемых мощностей 900-1000 МВт, ожидаемая величина ограничения от ненадежности работы сечения составляет 2300-2800 МВт-ч в год; 2) в схеме ПС «Выборгская» с установкой дополнительно КВПУ5 в аналогичном диапазоне передаваемых мощностей ожидаемая величина ограничения 200-300 МВт-ч связана в первую очередь со сбоями программного комплекса.
0
0
Рис. 2. Вклады в величину ограничения электроэнергии через сечение КВПУ в существующей схеме при наложении отказов и ремонтов оборудования подстанции (в год)
Результаты расчетов ограничения электроэнергии приведены в графическом виде на рис. 3, 4 в зависимости от величины передаваемой мощности через сечение КВПУ.
При работе КВПУ1—4 в диапазоне передаваемых мощностей 900-1000 МВт (рис. 3), ожидаемая величина ограничения электроэнергии от ненадежности составляет 2300-2800 МВт-ч в год.
На рис. 4 в схеме подстанции с установкой дополнительно КВПУ5, в аналогичном диапазоне передаваемых мощностей ожидаемая величина ограничения равна 200-300 МВт-ч в год и связана в первую очередь со сбоями работы программного комплекса. При этом, точка перелома зависимости сместилась вправо на величину дополнительной
Переток мощности через КВПУ, МВт
♦ Отказы элементов в группе —■—Отказы КРУМ
Суммарно по сечению
Рис. 4. Величина ограничения электроэнергии в сечении подстанции от ненадежности КВПУ1—5 в схеме с установкой КВПУ 5 (в год)
Таким образом, реконструкция Выборгского преобразовательного узла целесообразна и при установке нового КВПУ5, в результате которой вели-
чина ограничения электроэнергии в год по межгосударственному перетоку снизится в десять раз.
При этом необходимо отметить основные мероприятия по повышению надежности подстанции: 1) необходимо снизить время ремонтов устройств КВПУ (общее время ремонтов на подстанции составляет в среднем 165 суток в год); 2) необходимо разработать мероприятия по исключению отказов работы КРУМ, отказ которого влияет на весь переток мощности через сечение КВПУ; 3) разработать мероприятия по снижению аварийности КВПУ2, вносящего максимальный вклад в интегральный показатель надежности.
Выводы
Предложен метод численной оценки надежности группы элементов, на основе которого рассчитан интегральный показатель надежности сечения преобразовательной подстанции — величина ограничения электроэнергии по причине ненадежности отдельных элементов группы с учетом ремонтных состояний.
Приведенный метод применим для расчета показателей надежности любых сложных систем (аналогичных электроэнергетическим системам) на основе вероятностных показателей надежности отдельных элементов входящих в группу.
Результаты расчета позволяют выявить наложение расчетных условий с максимальным вкладом в надежность группы, что позволяет определить и обосновать приоритеты в вопросах замен и реконструкции оборудования с позиции надежности.
Результаты расчета позволяют оценить экономическую эффективность реконструкции подстанции по сравнению исполнением обязательств по перетоку мощности (соотношение затрат на ремонты и обслуживание и, с другой стороны, штрафы за несоблюдение договорных обязательств).
Решение представленной задачи позволяет выйти на решение задачи по экономическому управлению надежностью исходя из количественной оценки причиненного ущерба для потребителей услуг по передаче электроэнергии.
Литература
1. Фокин Ю.А, Туманин А.Е. и др. Расчет показателей надежности в электроэнергетических системах при изменении их коммутационных состояний // Вестник МЭИ. 1997. №1. С. 73—79.
2. Фокин Ю.А. Туманин А.Е. Проблема фильтрации коммутационных состояний по условиям динамической надежности для повышения надежности в сложных ЭЭС // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики: Сб. докл. Иркутск, ИСЭМ СО РАН. 2000. Вып. 52. С. 196—200.
ОАО «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (г. Москва) ЗАО «Стройэнергосервис» (г. Москва)
PRACTICAL METHOD OF ACCOUNT OF RELIABILITY OF GROUP OF ELEMENTS OF THE ELECTRICAL NETWORK ON THE BASIS OF INDIVIDUAL PROBABLE RELIABILITY INDEXES OF THE ELEMENTS ENTERING INTO THIS GROUP
A.E. Tumanin, N.E. Tumanin
The practical method is offered in clause for a definition of an integrated parameter of reliability for group of the elements, defined on the basis of individual probability parameters of reliability of the separate elements entering into considered group. The offered method estimates reliability of converting substation Vyborg, Leningrad region (330/400 kV) for the existing equipment of substation and in the view of reconstruction plans
Key words: method of the calculation, integral factor to reliability, single probabilistic factor
