«МЕТОДЫ И МОДЕЛИ ИССЛЕДОВАНИЯ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ 3 1 2 Северо - Запад 4 Центр 32 38 Урал 5 7 9 33 29 30 31 37 10 6 36 21 8 17 12 11 16 19 40 41 13 28 34 35 18 39 Сибирь 22 14 15 27 20 Средняя 23 ...»

Российская академия наук

Уральское отделение

Коми научный центр

Институт социально-экономических

и энергетических проблем Севера

МЕТОДЫ

И МОДЕЛИ

ИССЛЕДОВАНИЯ

НАДЕЖНОСТИ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ

СИСТЕМ

3 1 2 Северо - Запад 4 Центр 32 Урал 5 7 33 29 30 12 11 16 40 13 28 34 18 Сибирь 14 Средняя Волга Юг Сыктывкар Российская академия наук Уральское отделение Коми научный центр Институт социально-экономических и энергетических проблем Севера

МЕТОДЫ И МОДЕЛИ

ИССЛЕДОВАНИЯ НАДЕЖНОСТИ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

Ответственный редактор кандидат технических наук Н.А. Манов Сыктывкар УДК 621.311. Коллектив авторов. Методы и модели исследования надежности электроэнергетических систем. – Сыктывкар, 2010. – 292 с. (Коми научный центр УрО РАН).

Монография посвящена оценке и обеспечению режимной и балансовой надежности электроэнергетических систем. Дана оригинальная трактовка структуры свойства надежности ЭЭС, приведены данные по адекватности и оперативной надежности зон Единой ЭЭС США и Канады за 2002-2007 гг., рассмотрены задачи управления статической и динамической надежностью ЭЭС в увязке с их информационным обеспечением, раскрыты методы и модели исследования балансовой надежности многозонных ЭЭС с учетом рыночных отношений в электроэнергетике.

Книга может представлять интерес для лиц, занимающихся теоретическими проблемами надежности электроэнергетических систем и практическими приложениями их решений.

Авторы Н.А. Манов, М.В. Хохлов, Ю.Я. Чукреев, Г.П. Шумилова, М.И. Успенский, М.Ю. Чукреев, Д.В. Полуботко, Н.Э. Готман, Т.Б. Старцева д.т.н. Б.В. Папков, д.т.н. В.П. Обоскалов, к.т.н. П.А. Малкин ISBN 978-5-89606-409-

ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

АГК – анализ главных компонент АиСН – анализ и синтез надежности АПВ – автоматическое повторное включение АРВ – автомат регулирования возбуждения АСДУ – автоматизированная система диспетчерского управления АСКУЭ – автоматическая система комплексного учета электроэнергии АСУ – автоматизированная система управления АЭС – атомная электростанция ВНИИЭ – Всероссийский научно-исследовательский институт электроэнергетики ГРЭС – государственная районная электростанция ГЭС – гидроэлектростанция ДГ – диспетчерский график ЕЭС – Единая энергетическая система ЗСПМ – зона свободного перетока мощности ИИС – информационно-измерительная система ИНС – искусственная нейронная сеть ИСЭиЭПС – Институт социально-экономических и энергетических проблем Севера ИСЭМ – Институт систем энергетики им. Л.А.Мелентьева КСН – комплексное свойство надежности ЛЭП – линия электропередачи НАГК – нелинейный анализ главных компонент НИ – неверное измерение НЦ – научный центр ОГК – оптовая генерирующая компания ОДУ – объединенное диспетчерское управление ОЗ – операционная зона ОИК – оперативно-информационный комплекс ОС – оценивание состояния ОСВ – островная схема восстановления ОТН – общетехническая теория надежности ОЭЭС – объединенная электроэнергетическая система ПВК – программно-вычислительный комплекс ПИ – псевдоизмерение ПН – показатель надежности ППП – программа последовательности переключения ПС – программное средство ПССС – пропускная способность системообразующей связи ПЭВМ – персональная электронно-вычислительная машина РАН – Российская академия наук РАО – Российское акционерное общество РДМ – распределение дефицита мощности РДУ – региональное диспетчерское управление РЗА – релейная защита и автоматика РПН – регулирование под нагрузкой РЭЭС – районная электроэнергетическая система СВО – система восстановления острова СЛПК – Сыктывкарский лесопромышленный комплекс СМПР – система мониторинга переходных режимов СО ЕЭС – Системный оператор ЕЭС СО РАН – Сибирское отделение РАН СУБД – система управления базой данных СХН – статическая характеристика нагрузки СЭ – система энергетики ТГ – турбогенератор ТГК – территориальная генерирующая компания ТИ – телеизмерение ТНСЭ – теория надежности систем энергетики ТС – телесигнал ТЭС – теплоэлектростанция ТЭЦ – теплоэлектроцентраль УрО – Уральское отделение ФСК – федеральная сетевая компания ЦДУ – центральное диспетчерское управление ЭВМ – электронно-вычислительная машина ЭНИН – Энергетический институт им. Г.М. Кржижановского ЭЭС – электроэнергетическая система BDE (Borland database engine) – процессор баз данных фирмы Борланд объектов DLL (Dynamic Link Library) – динамически подключаемая библиотека DSA (Dynamic Security Assessment) – оценка динамической надежности EMS (Energy Management System) – система управления энергией GLSL (GL Shader Language) – язык написания программ для видеокарт GUI (Graphic User Interface) – графический интерфейс пользователя IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) – Институт инженеров по электротехнике и электронике, США NERC (North American Electric Reliability Corporation) – Североамериканская корпорация по надежности в электроэнергетике PMU (Phasor Measurement Unit) – устройство векторных измерений SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) – система сбора информации и телеизмерений UCTE (Union for the Coordination of Transmission of Electricity) – Европейский союз по координации передачи электроэнергии WAMS (Wide Area Measurement System) – система измерений на больших территориях (российский аналог СМПР).

ПРЕДИСЛОВИЕ

Надежности электроэнергетических систем посвящена большая монографическая литература как в России, так и в мире. Тем не менее, в теоретическом плане проблема надежности ЭЭС не только не исчерпана, но и требует усиления внимания и дальнейших исследований. Указанное определяется многоплановостью проблемы надежности ЭЭС, постоянным развитием технологической основы электроэнергетики, внедрением рыночных отношений, либерализацией и глобализацией электроэнергетики и т.д. Данная книга затрагивает некоторые недостаточно изученные аспекты проблемы надежности ЭЭС.

В первой главе охарактеризованы многогранность свойства надежности ЭЭС, необходимость ее обеспечения на всех временных и объектных уровнях управления с помощью множества средств, одним из которых является использование методов теории надежности (общетехнической – ОТН и систем энергетики – ТНСЭ). ОТН имеет дело с техническими объектами, ТНСЭ – с производственнотехническими. Несовпадение понятийного аппарата этих теорий часто игнорируется, при этом для ТНСЭ терминология еще не является устоявшейся. В первом разделе главы и в приложении 1 охарактеризована используемая в монографии терминология, в основном, для ЭЭС. В зависимости от того рассматривается объект энергетики как технический или как производственный должен выбираться аппарат ОТН либо ТНСЭ. Второй раздел дает представление о существующем уровне надежности на примере Единой ЭЭС Северной Америки. В США и Канаде ежегодно анализируется надежность зон Единой ЭЭС на летний и зимний максимумы предстоящего года и на десять лет вперед. Наличие мощной надежностной школы в области ЭЭС, высокий уровень обеспеченности нормативной базой, доступность результатов исследований через Интернет стали причинами включения в монографию материалов по адекватности и оперативной надежности зон Единой ЭЭС США и Канады за последние годы. Последний раздел посвящен классификации задач анализа и синтеза надежности ЭЭС. Показано, что существуют разные подходы при оперативно-диспетчерском управлении и проПредисловие ектировании ЭЭС, а также в зависимости от средств управления надежностью.

Вторая глава посвящена задачам и способам обеспечения режимной надежности, в том числе на примере конкретной региональной ЭЭС. Важность управления надежностью ЭЭС за счет режимных мероприятий была осознана еще в 60-х гг. XX в. Соответствующие исследования привели к созданию аппарата мониторинга, оценки и управления статической режимной надежностью ЭЭС, и его использование стало обязательным в практике оперативного управления большинства зарубежных ЭЭС. Большую помощь в обеспечении режимной надежности может играть экспертная система «Советчик диспетчера», что показано на примере региональной ЭЭС. За рубежом существенное развитие и применение получили также методы определения границ динамической режимной надежности ЭЭС. В третьем разделе главы дано сравнение возможных методов выбора входных параметров модели оценки динамической надежности, и предложен алгоритм определения близости текущего режима к ее границе. Существующие подходы к улучшению восстановления ЭЭС при системных авариях посредством управляемого деления рассмотрены в четвертом разделе.

Обеспечение режимной надежности ЭЭС затруднено при недостоверной или недостаточной информации от традиционных (SCADA) и новых (PMU) технических средств измерений. Первый раздел третьей главы содержит оригинальный материал по повышению надежности традиционных информационно-измерительных систем ЭЭС за счет локальной избыточности телеизмерений. Применение аппарата искусственных нейронных сетей для прогнозирования нагрузки узлов на примере региональной ЭЭС рассмотрено во втором разделе главы. В третьем – изложены новые подходы к мониторингу переходных процессов ЭЭС, архитектуре программных средств исследования режимов и представления оперативной информации диспетчерскому персоналу.

В четвертой главе описаны методы и модели исследования балансовой надежности ЭЭС, разработанные в Отделе энергетики Коми НЦ УрО РАН. Апробация этих моделей рассматривается на примере Единой ЭЭС России в разрезе как объединенных ЭЭС, так и зон свободного перетока мощности. Некоторые вспомогательные материалы к главам приведены в приложении.

Предисловие, глава 1 и приложение 1 подготовлены Н.А. Мановым; разделы 2.1., 3.1. и приложение 3 – М.В. Хохловым; раздел 2.2. – Ю.Я. Чукреевым; разделы 2.3. и 3.2. – Г.П. Шумиловой, Н.Э.

Готман и Т.Б. Старцевой; раздел 2.4. и приложение 2 – М.И. Успенским; раздел 3.3. и приложения 4, 5 – Д.В. Полуботко; глава 4 – Ю.Я. Чукреевым и М.Ю. Чукреевым.

Авторский коллектив выражает благодарность Н.В. Бобылевой и Л.П. Соловьевой (ОАО Институт «Энергосетьпроект», г. Москва), вместе с которыми проводились исследования балансовой надежности ЕЭС России, а также сотрудникам Регионального диспетчерского управления Коми энергосистемы Ю.В. Зарубину, А.А.

Хованову и работающему ныне в ОАО «СО ЕЭС» Э.А. Алле за совместную работу по созданию программного комплекса «Советчик диспетчера РДУ».

Авторы надеются, что книга будет полезна специалистам, занимающимся оценкой и обеспечением надежности ЭЭС.

Замечания и предложения по монографии просьба направлять по адресу: 167982, Республика Коми, г. Сыктывкар, ул. Коммунистическая, д. 26, Институт социально-экономических и энергетических проблем Севера Коми НЦ УрО РАН, Отдел энергетики.

Глава 1. СВОЙСТВО НАДЕЖНОСТИ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

1.1. Содержательная характеристика Изучение свойств объектов энергетики – одна из важнейших составляющих системных энергетических исследований [8]. С помощью свойств можно отразить любые особенности и общее в объектах. Возможность измерения отдельных свойств позволяет проводить более корректное управление ими. Изучение свойств реальных объектов и их моделей является главным критерием адекватности последних первым.

Надежность – одно из основных свойств при функционировании ЭЭС. Оно тесно связано с такими свойствами, как экономичность, качество продукции, безопасность и др. ЭЭС одновременно является производственной и технической системой, поэтому трактовка надежности для нее по сравнению с чисто техническими объектами имеет определенную специфику. Для потребителя безразлично по какой причине произошел недоотпуск электроэнергии – технической или производственной, с его стороны это отказ ЭЭС или конкретной системы электроснабжения. Если же в контракте на поставку электроэнергии оговорены условия, при которых потребитель может отключаться, то недопоставка электроэнергии в этих случаях не является отказом. Указанное говорит о том, что понятие надежности ЭЭС не совпадает с общепринятым в общетехнической теории надежности (ОТН).

Согласно [9], надежность – это «свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования», т.е. в ОТН надежность отождествляется с сохранением работоспособности. Сложные технические объекты, как правило, имеют множество уровней функционирования, поэтому для них обоснована необходимость расширения понятия надежности путем использования в качестве одного из ее показателей коэффици- ента эффективности функционирования1 [17]. При этом система все равно рассматривается как техническая, и ее надежность обусловлена этим же свойством комплектующих элементов.

В теории надежности систем энергетики (ТНСЭ) данное свойство определяется через способность «объекта выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования» [10,13]. Соответственно в ТНСЭ выделяют два вида отказа: работоспособности и функционирования. Отказ работоспособности не обязательно приводит к отказу функционирования, с другой стороны, последний может иметь место при полностью работоспособном производственном объекте, если он не адекватен нагрузке потребителя. Адекватность выражается в соответствии мощностей или ресурсов для функционирования работоспособного объекта энергетики спросу на его продукцию или услуги. В зависимости от того, какие отказы имеются ввиду, можно говорить о надежности объекта энергетики в смысле ОТН или о надежности его функционирования в смысле ТНСЭ.

Надежность в ОТН рассматривается как комплексное свойство, которое может включать безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохраняемость [9]. В состав надежности в ТНСЭ в первой терминологии [13] были дополнительно включены устойчивоспособность, режимная управляемость, живучесть и безопасность. В обновленной терминологии 2007 г. [10] используется понятие основных и сопряженных с надежностью свойств. Первые совпадают с принятыми в составе надежности в ОТН (с заменой ремонтопригодности на восстанавливаемость), ко вторым отнесены готовность, устойчивоспособность, живучесть, управляемость и ремонтопригодность.

Возможна другая структуризация понятий в области надежности объектов энергетики [7]. Прежде всего, надо различать понятия надежность (когда объект энергетики рассматривается как технический) и надежность функционирования (если объект изучается как производственный). В составе первого из этих понятий можно оставить только безотказность и ремонтопригодность, а долговечность и сохраняемость принимать как обеспечивающие их свойства Эффективность подразумевается в смысле надежности, но не экономичности, экологичности, безопасности или совокупности всех требований к объекту.

объекта (что не исключает изучение всех четырех свойств ОТН на равных правах). В составе второго выделять безотказность и восстанавливаемость (функционирования). Количество сопряженных свойств, обеспечивающих надежность функционирования производственно-технического объекта, велико.

В их число могут быть включены, например: неповреждаемость, долговечность, ремонтопригодность, сохраняемость, наблюдаемость, диагностируемость, контролируемость режима, режимная управляемость, маневренность, избыточность, качество «конструкции» (проектирования, эксплуатации), техническое совершенство, ресурсообеспеченность (функционирования и развития), устойчивоспособность. Наряду с обеспечивающими свойствами важно выделять виды (подвиды) надежности, которые характеризуются как безотказностью, так и восстанавливаемостью функционирования в определенных условиях. К ним можно отнести: обеспеченность производственными мощностями (адекватность) и первичными энергоресурсами, балансовую, оперативную, режимную, статическую, динамическую, локальную надежности, надежность параллельной работы, живучесть. Существует также множество других терминов, характеризующих надежность объектов энергетики по различным признакам. Предлагаемая классификация терминов, часть из которых используется в данной монографии, приведена в приложении 1.

В англоязычной литературе с конца 60-х гг. ХХ в. надежность функционирования ЭЭС стали делить на адекватность (adequacy) и оперативную надежность (operating reliability или, в более узком смысле, security). Под адекватностью понимается способность ЭЭС удовлетворять требованиям конечных потребителей по суммарной электрической мощности и энергии во все периоды, принимая во внимание плановые и обоснованно ожидаемые неплановые простои элементов системы [24]. Все другие возмущения в системе, которые приводят к неплановым и/или неконтролируемым перерывам электроснабжения потребителей, независимо от причины, относятся к оперативной надежности. В [21] поясняется, что адекватность характеризует наличие в системе достаточного оборудования, чтобы удовлетворить нагрузку потребителя или эксплуатационные ограничения системы. В [24] говорится: относительно адекватности операторы системы могут и должны выполнять «контролируемые»

действия и процедуры, чтобы обеспечить постоянный баланс между поставкой и потребностью в балансируемой зоне. Эти действия включают: публичные обращения1, прерывание нагрузки 2, снижение напряжения, веерные отключения. Понятие адекватности используется для всех объектов энергетики: ЭЭС, ее технологических подсистем (генерации, передачи, распределения), электростанций, подстанций, вставок постоянного тока и т.д. [22].

В русскоязычной литературе надежность функционирования ЭЭС обычно делят на балансовую и режимную. Балансовая надежность характеризует адекватность подсистемы генерации ЭЭС с учетом сетевых возможностей взаиморезервирования генерирующих источников и обеспеченности первичными энергоресурсами [12]. Режимная надежность, аналогично понятию security в англоязычной литературе, часто трактуется как способность противостоять внезапным возмущениям за счет режимных мероприятий. Понятие оперативной надежности шире чем режимной, оно обеспечивается не только соответствующим ведением режимов, но и управлением развития ЭЭС за счет формирования структуры, обоснования параметров элементов, выбора средств автоматического и оперативного управления ЭЭС и т.д.

Как в балансовой, так и режимной надежности ЭЭС можно выделить подвиды. К подвидам первой из них относят обеспеченность первичными энергоресурсами и генерирующими мощностями, для второй обычно выделяют статическую и динамическую надежности. Статическая характеризует послеаварийные режимы по критерию n – i, где n – общее, а i – число внезапно отключившихся элементов системы 3. Динамическая надежность учитывает переходные процессы при внезапных отключениях элементов и возможность развития аварий [19]. Обычно в динамической надежности выделяют свои подвиды – надежность параллельной работы и живучесть. Первая определяется устойчивоспособностью ЭЭС, вторая – способностью не допускать каскадного развития аварии с массовым нарушением электроснабжения потребителей и восстанавливать нормальный режим. Но в большинстве случаев возмущения в К потребителям о добровольном снижении электропотребления.

Оговоренное в контрактах с потребителем.

Критерий n – i также используется при обосновании уровней балансовой надежности ЭЭС, адекватности ее подсистем и звеньев, тогда i – число аварийно-простаивающих элементов [6].

системе локализуются без или с минимальными последствиями для потребителей, поэтому можно говорить о локальной составляющей динамической надежности.

С точки зрения выполняемых функций надежность функционирования ЭЭС характеризуется надежностью электроснабжения потребителей. Соотношение между видами (подвидами) надежности функционирования ЭЭС и характеристиками нарушений электроснабжения потребителей показано в табл. 1.1.

Балансовая надежность связана с дефицитами мощности и/или энергии как при постепенных, так и внезапных отказах с ограничением или отключением потребителей и/или снижением качества электроэнергии вследствие превышения нагрузкой располагаемой или рабочей мощности либо дефицита энергоресурсов. Способами предотвращения нарушений балансовой надежности в части обеспеченности первичными энергоресурсами являются создание их запасов на электростанциях либо диверсификация структуры энергоисточников. Обеспеченность производственными мощностями на перспективу реализуется за счет ввода новых мощностей в генерации и системообразующей сети либо усиления основной сети. В эксплуатации для этой цели используется аварийный ремонт либо досрочный вывод из планового ремонта оборудования. Разница между балансовой надежностью в эксплуатации и статической режимной надежностью заключается в том, что первая приводит к превышению нагрузкой рабочей, а вторая – к включенной генерирующей мощности. Низкая балансовая надежность, естественно, влияет как на статическую, так и динамическую режимную надежность ЭЭС. Подвиды последней отличаются последствиями для потребителей: для локальной надежности – это кратковременное снижение качества электроэнергии либо отключение потребителей, для надежности параллельной работы – это нарушение устойчивости, разделение ЭЭС на части, масштабное отключение потребителей, для живучести – массовое отключение потребителей, деление системы, посадка на «ноль» электростанций.

В надежности ЭЭС обычно выделяют системную составляющую, которая характеризует надежность основной структуры (генерации и системообразующей сети), и распределительную. Системная надежность определяется балансовой и режимной надежностью зон ЭЭС, по возможности не имеющих сетевых ограничений на взаГлава 1. Свойство надежности электроэнергетических систем Виды и подвиды балансовой и режимной надежности ЭЭС Характеристика нарушения электроснабжения потребителей Характеристика энергии Нарушение Недостаточная Разделение Автоматическое и Устойчивонадежность Дефицит энергии (мощности) для всей или части ЭЭС.

По условию нормирования (оптимизации) полного резерва мощности ЭЭС.

иморезервирование генерирующих источников, и надежностью питания узлов передающей сети. Надежность питания распределительных узлов обычно определяется в основном распределительной сетью, в меньшей мере – системной надежностью. Зонная и узловая надежности полностью характеризуют данное свойство ЭЭС. Если в ЭЭС всего одна зона, то она называется однозонной, а при отсутствии сетевых ограничений на взаиморезервирование генерирующих источников – концентрированной.

Использование методов теории надежности является лишь одним из множества направлений обеспечения системной надежности ЭЭС. В связи с либерализацией электроэнергетики она регулируется как государством, так и рыночными механизмами (рис. 1.1.).

Обеспечение системной надежности ЭЭС невозможно без нормативно-правовой базы, ее постоянного мониторинга, управления развитием ЭЭС, автоматического и оперативно-диспетчерского управлений, организации эксплуатации, подготовки персонала, диагностики состояния оборудования, обеспечения наблюдаемости режимов, использования надежного оборудования, автоматики, контрольно-измерительных систем, программных средств, выполнения контрактных обязательств смежниками и т.д. Соответственно для этих целей должно использоваться множество научных и инженерных дисциплин в области электроэнергетики.

Некоторые аспекты управления системной надежностью ЭЭС, на примере ЕЭС России, отражены на рис. 1.2. Отказы техники и ошибки персонала являются лишь одним из видов возмущений при функционировании ЭЭС. К другим относятся аномалии окружающей среды (землетрясения, наводнения, ураганы, гололедные явления и т.д.), естественное появление холодных зим и маловодных лет, дефицит топлива, экономическая конъюнктура, политические и социальные потрясения, ужесточение экологических требований и т.д. Конкретными причинами нарушения нормального функционирования ЭЭС, помимо ненадежности, несовершенства, недостаточности техники и информационно-программного обеспечения, малой квалификации персонала и низкого уровня эксплуатации, являются ошибки прогноза электропотребления, дефицит инвестиций, рыночные факторы и т.д. Механизмы управления системной надежностью ЭЭС связаны с регулированием ее развития и функционирования как со стороны государства, так и субъектов рынГлава 1. Свойство надежности электроэнергетических систем надежности ЭЭС Нормирование надежности при надежности при эксплуатации вовое обеспечение состояния обору- ками, схемой, структурой, избыточперсонала Государственное регулирование Рис. 1.1. Направления обеспечения балансовой и режимной надежности электроэнергетических систем.

ка электроэнергии. Средства управления системной надежности разнообразны: от законов, постановлений Правительства РФ, всякого рода нормативов и стандартов, прогнозных документов, инноваций и инвестиций до оперативно-диспетчерского управления, автоматики и программных средств. Временной диапазон управления системной надежностью ЕЭС России находится в пределах от лет вперед до нескольких лет после крупных аварий для коррекции развития. Управление включает в себя прогнозирование, регулирование, реализацию и коррекцию развития ЭЭС, планирование, превентивное и противоаварийное управление, коррекцию режимов ЭЭС. Время реализации управленческих решений составляет от долей секунды до нескольких лет.

Государственные органы Законы РФ, постановления Правительства РФ, нормативы, стандарты и т.д.

Прогнозирование развития Рис. 1.2. Управление системной надежностью ЕЭС России во временнм и факторном аспектах.

Глава 1. Свойство надежности электроэнергетических систем 1.2. Адекватность и оперативная надежность зон Единой ЭЭС Глобализация электроэнергетики привела к созданию интегрированных ЭЭС отдельных стран, групп стран и даже континентов.

Примером могут служить Единые (с параллельной работой электростанций) ЭЭС России, Европейского союза, Северной Америки. На очереди создание евроазиатского энергообъединения. Надежность больших ЭЭС должна анализироваться в разрезе отдельных зон. В России в рамках Единой ЭЭС выделяются объединенные ЭЭС, а в них – зоны свободного перетока мощности. В Европейском союзе надежность обеспечивается в рамках каждой национальной ЭЭС. В Северной Америке выделены восемь зон Единой ЭЭС, охватывающие обжитые регионы США, Канады и частично Мексики.

В Единой ЭЭС России планирование балансовой надежности традиционно осуществлялось сверху: каждая из объединенных ЭЭС должна была иметь достаточные резервы генерации. В Единой ЭЭС Северной Америки планирование адекватности осуществляется снизу, от конкретных компаний, но затем, с учетом их планов, проверяется надежность выделенных зон и подзон в них. Этой работой занимается Северо-Американская корпорация по надежности в электроэнергетике (North American Electric Reliability Corporation – NERC). NERC и ее отделения разрабатывают обязательные стандарты надежности, анализируют надежность для летнего и зимнего максимумов нагрузки на предстоящий год и, начиная с 2003 г., дают прогнозы надежности ЕЭС и ее зон на 10 лет вперед. Информация по надежности Единой ЭЭС Северной Америки, ее зон и подзон доступна в сети Интернет. Североамериканская школа по надежности ЭЭС имеет давние традиции и большое число монографических работ [например, 20-23,25]. Выдающимся представителем этой школы является Рой Биллинтон (Канада), в течение многих десятилетий также составлявший библиографию англоязычных публикаций по надежности ЭЭС. Монографии канадских авторов 1984 и 1979 гг. переведены на русский язык [2,4].

В России сложилась самостоятельная школа по надежности ЭЭС. Ее представителями написан ряд монографий [например, 3,5,14-16,18] и два тома справочника по надежности систем энергетики [11,12]. К сожалению, после 1988 г. англоязычные монографии не переводились на русский язык. В период реформ 1991-2000 гг. в связи со спадом электропотребления внимание к методам исследоГлава 1. Свойство надежности электроэнергетических систем вания надежности ЭЭС в России ослабло, разработка стандартов затянулась, сбор информации, анализ и прогноз надежности ЭЭС сегодня уступают дореформенному уровню. Поэтому в данном разделе адекватность и оперативная надежность зон Единой ЭЭС рассмотрены на примере Северной Америки (рис.1.3).

Рис. 1.3. Зонирование Единой электроэнергетической системы В настоящее время NERC выделены восемь зон в ЕЭС Северной Америки, в свою очередь, часть из них делится на подзоны (табл. 1.2).

Северо-Восточная зона (NRCC) включает три подзоны в Канаде и две в США с общей располагаемой мощностью 137 ГВт, ЦентральноВосточная (RFC) – две подзоны с располагаемой мощностью 173 ГВт, Юго-Восточная зона (SERC) – пять подзон с мощностью 198 ГВт, зоны Флориды (FRCC), Техаса (ERCOT) и Юго-Запада (SPP) не делятся на подзоны и имеют располагаемую мощность соответственно 41, 64 и 43 ГВт. Средний Запад (MRO) имеет подзоны в Канаде (6) и США ( ГВт). Дальний Запад (WECC) с располагаемой мощностью 159 ГВт имеет наибольшее количество подзон – шесть, в том числе одну на Северо-Востоке Мексики (2,2 ГВт). Указанные зоны образуют три объединенные ЭЭС – Западную (WECC), Южную (ERCOT) и Восточную (остальные).

Западная и Восточная объединенные ЭЭС могут делиться по страновой принадлежности, например, Западное и Восточное энергообъединения США. Одним из основных показателей адекватности является резерв генерирующей мощности, который рассчитывается с учетом контрактных перетоков с другими подзонами. Из табл. 1.2 видно, что величина резерва для ЕЭС Северной Америки в 2007 г. составляла 16,3% годового максимума нагрузки, равного МВт, при располагаемой генерирующей мощности 1012 ГВт. В отдельных подзонах величина резерва колеблется в пределах от 6, (подзона Delta в зоне SERC) до 46% (подзона Maritimes в зоне NRCC). NERC нормирует величину резерва генерации для ЕЭС Северной Америки: в целом норматив составляет 13%, для отдельных подзон он колеблется в пределах от 9,1 (Quebec) до 14,5% (Ontario, Vacar). Величина норматива резерва в табл. 1.2 определена NERC упрощенно, в зависимости от доли генерирующих источников разных типов – ГЭС, ТЭС, АЭС в общей мощности. Вероятностные расчеты надежности для подзон, выполненные из принятого в Северной Америке норматива допустимого обесточения потребителей на одни сутки в течение десяти лет, дают более высокие значения требуемого резерва генерации с перетоками. Например, для подзоны Quebec он составляет 11,0%, ERCOT – 12,5, MRO-US и MISO – 14,0, New England, New York и MRO-Ca – 15,0% Na.

Нарушения адекватности делятся в США на три категории: А1, А2 и А3. Упрощенная характеристика этих категорий следующая: А1 – не выдерживается требуемый оперативный резерв мощности или ограничивается биржевая продажа электроэнергии; А2 – имеет место снижение электропотребления (добровольное и/или по контрактам);

А3 – происходит угрожающее или прогрессирующее обесточение потребителей. Из табл. 1.3 видно, что за 2002-2007 гг. только в Восточном энергообъединении США имели место 827 нарушений адекватности, из них более половины – первой, 35% – второй и 14% – третьей категорий. Разброс общего количества нарушений колеблется от (2006 г.) до 271 (2002 г.), составляя в среднем 138 нарушений адекватности в год. Одним из основных факторов, влияющих на годовое количество нарушений адекватности, являются погодные условия.

В части оперативной надежности в США выделяются пять категорий нарушений, которые можно упрощенно охарактеризовать следующим образом:

Характеристика зон и подзон ЕЭС Северной Америки, 2007 г.

Динамика нарушений режима Восточного энергообъединения США 1. Единичные нарушения без деления энергообъединения;

2. Множественные нарушения с потерей генерации от 1 до ГВт (для Техасского энергообъединения от 0,5 до 1,0 ГВт), деление энергообъединения без потери нагрузки и генерации;

3. Потеря генерации более 2 ГВт (для Техасского энергообъединения – более 1,0 ГВт), потеря нагрузки менее 1,0 ГВт, деление энергообъединения с потерей нагрузки и генерации менее 1,0 ГВт;

4. Потеря нагрузки в пределах от 1 до 10 ГВт, деление энергообъединения с потерей нагрузки и генерации более 1,0 ГВт;

5. Каскадное погашение потребителей с потерей более 10 ГВт нагрузки.

Деление нарушений оперативной надежности на пять категорий выглядит достаточно прагматичным, характеризуя единичные и множественные отказы, нарушения с делением и без деления энергообъединения, по тяжести потери генерации и нагрузки. Эти нарушения условно соответствуют, согласно терминологии в разделе 1.1., нарушениям локальной динамической надежности (категория 1), устойчивоспособности (категории 2 и 3) и живучести (категории 4 и 5). В части структурных составляющих надежность в Северной Америке также характеризуется показателями безотказности и восстанавливаемости.

Общее число нарушений оперативной надежности второй и более категорий в Восточном энергообъединении США с января 2002 по июль 2008 гг. составило 231 случай (табл. 1.4), колеблясь по годам от 27 (2004 г.) до 43 (2002 г.). В процентном соотношении нарушения второй и третьей категорий составляют соответственно 48 и 46%, нарушений четвертой категории было 13 (5,6%), а пятой – одно (известная авария 2003 г.).

Динамика нарушений оперативной надежности Восточного энергообъединения США с января 2002 по июль 2008 гг.

Зонная надежность ЭЭС характеризует совместно адекватность и оперативную надежность подсистемы генерации с учетом перетоков между зонами, пропускных способностей и надежности межзоновых связей. Для передающей внутризоновой и распределительной сети должна рассчитываться узловая надежность. Математические методы, применяемые для расчетов зонной и узловой надежности ЭЭС, в России и Северной Америке в основном совпадают. Однако в части моделей оценки узловой надежности в передающей сети имеются определенные отличия. В Северной Америке особое внимание уделяется:

учету контрактных отношений в использовании мощностей генерации и передачи; регулированию электропотребления при дефиците мощностей генерации и передачи; учету частичных снижений мощности генерирующих блоков; учету погодных условий для ЛЭП; учету множественных отказов для ЛЭП; учету потери всех блоков электростанции. В российских моделях оценки узловой надежности в передающей сети упор делается на деление режимов работы сети на нормальные и ремонтные, учете статической и динамической устойчивости ЭЭС при отказах, противоаварийном управлении, режимах межсистемных связей, отказах выключателей.

Особенностями обеспечения надежности основной структуры ЭЭС в Северной Америке являются: наличие находящейся на государственном обеспечении корпорации NERC для стандартизации надежности в электроэнергетике и ежегодной оценки надежности на 10 лет вперед, а также для летнего и зимнего максимумов предстоящего года;

деление Единой ЭЭС Северной Америки на восемь зон, надежность каждой из которых отслеживается соответствующим региональным отделением NERC по выделенным подзонам; система штрафов за несоблюдение стандартов надежности.

1.3. Задачи анализа и синтеза надежности ЭЭС В проблеме надежности систем энергетики (СЭ), включая электроэнергетические, выделяют пять классов задач [11]: концептуальные, информационные, нормативные, исследовательские, анализа и синтеза надежности (АиСН). Первые четыре класса имеют обслуживающее значение для задач АиСН при управлении функционированием и развитием СЭ. При этом без должного информационного и нормативного обеспечения решение задач АиСН невозможно. Поэтому в монографии глава 3 посвящена некоторым асГлава 1. Свойство надежности электроэнергетических систем пектам информационного обеспечения режимной надежности, а в главе 4 принятие решений по требуемому резервированию основано на нормативе вероятности бездефицитной работы ЭЭС. Значимость задач АиСН определяется тем, что они непосредственно направлены «на выработку решений по обеспечению надежности, принимаемых на различных уровнях иерархии управления специализированных СЭ и энергетического комплекса в целом» [11, с. 114]. В публикациях [11, 12, 1] дана классификация задач АиСН в разрезе территориально-временной иерархии управления специализированных СЭ и укрупненно в разрезе средств обеспечения надежности и причин ее снижения. Переход к рыночной экономике, либерализация систем энергетики, а также развитие теории надежности и техники управления СЭ вызывают необходимость определенной корректировки и обобщения существующих классификаций задач АиСН.

Далее сделан шаг в этом направлении применительно к ЭЭС в части электроснабжения, с предварительной характеристикой существующих классификаций.

Работа [11] является основной, в которой, в свое время, была рассмотрена классификация задач АиСН СЭ, включая ЭЭС, в разрезе территориально-временной иерархии управления. В качестве территориальных уровней управления в ней приняты: Единая ЭЭС (ЕЭЭС), объединенная ЭЭС (ОЭЭС), районная ЭЭС (РЭЭС) и предприятие (электростанция, электросеть). Временные уровни управления рассмотрены для стадий развития и эксплуатации ЭЭС. На стадии развития выделены уровни прогнозирования (на 10-20 лет) и проектирования (на 2-10 лет). На стадии эксплуатации рассмотрены три цикла регулирования: длительный (на один-два года), краткосрочный (до одного месяца) и суточный (до одних суток). В составе временных уровней не учтен уровень автоматического управления, «так как на этом уровне обеспечивается лишь автоматическая реализация решений, сформулированных на предыдущих временных уровнях» [11, с.15]. Обозначим временные уровни в порядке, в котором они перечислены: Пр, П, Д, К, С, А.

К задачам анализа в [11] отнесено определение показателей надежности питания потребителей, остальные задачи АиСН рассмотрены в аспекте синтеза (обеспечения) надежности. Выделенные в работе [11] укрупненные группы задач АиСН обобщены в данной монографии для разных временных уровней следующим образом:

I. Развитие ЭЭС:

I.1. Определение показателей надежности питания потребителей;

I.2. Оценка (определение) величины, структуры и размещения резервов мощности;

I.3. Выбор (уточнение) пропускной способности основных электропередач;

I.4. Разработка принципов, структуры и размещения средств управления в аварийных условиях (для предприятия – выбор средств управления);

I.5. Формирование резервов в системе собственных нужд электростанций и подстанций;

I.6. Определение пропускной способности распределительных электрических сетей.

II. Эксплуатация ЭЭС:

II.1. Определение показателей надежности питания потребителей;

II.2. Распределение и использование резервов мощности;

II.3. Определение (уточнение) пропускной способности электропередач по условиям устойчивости и их загрузки;

II.4. Определение (уточнение, корректировка) алгоритмов и параметров настройки средств управления в аварийных условиях;

II.5. Разработка (уточнение) программы накопления и использования запасов воды в водохранилищах ГЭС и топлива на ТЭС;

II.6. Планирование и обеспечение выполнения ремонтов оборудования;

II.7. Выбор (уточнение) коммутации схемы распределительной сети.

Соотношение обобщенных групп задач АиСН с территориально-временной иерархией управления ЭЭС [11] для наглядности представлено графически на рис.1.4. Для стадии развития все группы задач АиСН выполняются на уровне проектирования и лишь половина – на уровне прогнозирования. Для стадии эксплуатации все группы задач АиСН решаются на уровнях длительного и краткосрочного регулирования и четыре (из семи) – на уровне суточного регулирования. Для территориальных уровней ЭЭС распределение групп задач специфично: для ОЭЭС и РЭЭС их по десять, для ЕЭЭС и предприятия – по восемь. Для предприятия отсутствует временнй уровень прогнозирования.

II. II. II. II. Рис. 1.4. Соотношение обобщенных групп задач АиСН с временными и территориальными уровнями управления ЭЭС.

Средствами обеспечения надежности ЭЭС в [11] принято считать: резервирование, конструирование (выбор конфигурации и структуры), средства автоматического управления, организацию эксплуатации. «Среди средств обеспечения надежности не рассматриваются повышение надежности и улучшение технических показателей оборудования и аппаратуры, поскольку изменение этих показателей осуществляется вне рамок СЭ» [11, с. 129]. Обозначим средства обеспечения надежности в порядке перечисления через Р, К, У, Э.

Рис. 1.5. Соотношение обобщенных групп задач АиСН с причинами снижения и средствами обеспечения надежности.

Причинами снижения надежности (а также технического совершенства) в работе [11, с. 106] приняты: отказы оборудования, ошибки эксплуатационного персонала, снижение ресурсообеспеченности, отклонение условий функционирования от расчетных условий. Обозначим эти причины соответственно как ОО, ОП, СР, ОУ. Соотношение обобщенных групп задач АиСН с причинами снижения и средствами обеспечения надежности ЭЭС графически представлено на рис.1.5. Наиболее универсальным средством обеспечения надежности является резервирование. Оно применяется для семи из 11 групп задач синтеза надежности. На втором месте – автоматическое управление (для двух групп задач) и по одной приходится на конструирование и организацию эксплуатации. Количество групп задач АиСН, учитывающих отдельные причины снижения надежности, наибольшее для отказов оборудования, на одну меньше – для ошибок персонала и отклонения условий функционирования от расчетных и всего три – для снижения ресурсообеспеченности. Частота использования средств обеспечения надежности для компенсации ее снижения наивысшая для резервирования (100%), 75 – для автоматического управления и по 50% – для организации эксплуатации и конструирования.

Задачи АиСН для стадии эксплуатации детальнее рассмотрены в работе [1]. В их состав включены также задачи, «еще не решаемые в настоящее время в процессе диспетчерского управления»

ЭЭС [1, с.49]. В качестве территориальных уровней ЭЭС [1] приняты: ЕЭЭС, ОЭЭС, РЭЭС и энергообъект (электростанция, узловая подстанция, электросеть). Временные уровни управления для стадии эксплуатации раскрыты более конкретно: перспективное планирование (для энергетических режимов – на 5-20 лет, электрических режимов – несколько лет); долгосрочное (на год, квартал, месяц); краткосрочное планирование (на неделю, сутки); оперативное управление (коррекция режима до конца суток или даже с переходом на следующие сутки и с периодом управления в несколько минут); автоматическое управление (в темпе процессов). Для принятой территориально-временнй иерархии управления ЭЭС сформулированы задачи АиСН (табл.1.5).

Последний столбец табл. 1.5 показывает, что обобщенные группы задач АиСН в [11] и задачи, сформулированные в работе [1], не во всем совпадают. В работе [1] бльшее число задач анализа надежности – таковых восемь (включая первую часть задачи 1.6).

Задач синтеза надежности также восемь, из них три относятся к резервированию генерирующих мощностей, две – к обеспечению избыточности электропередач (включая задачу 1.4, которая синтезирует группы задач II.2, II.3, II.7), две – к настройке средств управления в аварийных условиях. Задачи 1.5 и 1.6 не относятся ни к одной из обобщенных групп задач в [11].

Состав задач АиСН при оперативно-диспетчерском управлении ЭЭС (Е – ЕЭЭС, О – ОЭЭС, Р – РЭЭС, Э – энергообъект) [1] 1. Планирование и управление электрическими режимами 1.1. Анализ возможных 1.2. Комплексная оценка 1.3. Оценка текущего режима 1.5. Формирование плана восстановления работы ЭЭС после системных аварий 1.6. Расчет показателей безопасности и выбор оптимальных путей доведения их до нормы 1.7. Ретроспективный анализ 1.8. Расчеты уставок релейной 1.9. Выбор алгоритмов настройки “централизованных” и локальных средств противоЕ, О, Р, Э Е, О, Р, Э Е, О, Р, Э Е, О, Р, Э 2. Планирование и управление энергетическими режимами 2.1. Статистический анализ и прогноз надежности основного 2.2. Оценка надежности 2.3. Распределение резервов 2.4. Расчет включенной составляющей оперативного резерва 2.5.Определение оптимальных перетоков мощности по межсистемным связям с учетом 2.6. Проверка допустимости разрешения оперативных и Значительный вклад в постановку, развитие методов решения и создание модельного обеспечения задач АиСН внесен М.Н. Розановым. В наиболее обобщенной форме он представлен в коллективной работе [12], где ЭЭС рассматривается как производственная система.

Причинами отказов ЭЭС [12, c. 7-8] приняты: дефицит электроэнергии из-за недостатка энергоресурсов; дефицит мощности из-за аварийного простоя генерирующих агрегатов или превышения потребления над прогнозом нагрузки; автоматические отключения потребителей по условиям устойчивости или при снижении частоты; прекращение электроснабжения потребителей при аварийных отключениях или плановых ремонтах элементов распределительной сети;

кратковременные (на время действия защит и автоматики) перерывы питания или глубокие снижения напряжения у потребителей с нарушением работы электроприемников.

Средствами обеспечения надежности согласно работе [12] являются: обеспечение энергоресурсами, генерирующими мощностями и электрическими сетями. Для решения задач АиСН используются методы расчета балансовой (степени удовлетворения спроса на электроэнергию), структурной (вероятностей различных состояний групп элементов ЭЭС) и режимной (учета пропускных способностей электрических сетей) надежностей [12, c. 9]. Для последней определение последствий отказов производится на основе расчетов электрических режимов. Вопросы устойчивоспособности и живучести рассматриваются в рамках режимной надежности основных системообразующих электрических сетей ЭЭС.

В табл. 1.6 дан перечень задач АиСН [12] в сопоставлении с классификацией в работах [11, 1]. Отличием этого перечня является более полная развертка задач по обеспеченности энергоресурсами (корреспондирующих с обобщенной группой задач II.5 [11]) и электрическими сетями разного типа и по надежности оборудования ЭЭС.

В сущности трактовка М.Н. Розанова сводится (за исключением оборудования) к одному средству обеспечения надежности [12] – резервированию (запасов и мощностей) - при наличии модельнометодического аппарата решения широкого круга задач АиСН. Причины снижения надежности фактически те же, что и в работе [11], но с более четким выделением ресурсообеспеченности по энергоресурсам и мощностям (генерирующим и передающим электроэнергию).

Задачи анализа надежности ЭЭС в работе [12] сводятся к определению показателей надежности питания потребителей. Последнее является конечной целью функционирования ЭЭС и в этом смысле характеризует уровень ее надежности. Вместе с тем при анализе надежности ЭЭС в некоторых случаях удобно ограничиваться и более частными показателями, не доводя их до оценки последствий отказов для потребителей. Например, частота и длительность тех или иных отказов характеризуют надежность ЭЭС, но недостаточно информативны с точки зрения надежности питания потребителей. В последнем случае необходимо еще знать их последствия, по меньшей мере, мощность отключенных потребителей. Кроме того, анализ может проводиться по единичным показателям, или отдельным видам, или подвидам надежности функционирования ЭЭС, представительность которых для характеристики надежности питания потребителей ограничена.

Наряду с отказами функционирования может представлять интерес оценка отказов работоспособности, в том числе не приводящих ни к каким последствиям для потребителей. Наконец, надежность оборудования или отдельных элементов ЭЭС не оценивается через надежность питания потребителей, поэтому целесообразно разбить задачи анализа надежности функционирования ЭЭС по меньшей мере на две группы:

надежности ЭЭС (ее подсистем, элементов и оборудования) и надежности питания (электро-, тепло-, энергоснабжения) потребителей.

в работе [12] и их соотношение с обобщенными группами задач в справочнике [11] и задачами в монографии [1] Оценка надежности обеспечения Оптимизация оперативного резерва Исследование надежности распредели- I.4, I. РЭ2. тельных электрических сетей II.4, II.6, II.7 1.2, 1.9, 2. Анализ надежности генерирующего Оценка и обеспечение надежности Анализ и обеспечение надежности Планирование поставок топлива в Планирование ремонтов основного Оптимизация включенного Оценка надежности режимов работы В монографии [1], наряду с оценкой надежности энергоснабжения потребителей (задачи 2.2, 2.7), изучаются и более частные задачи 1.2, 1.3, 1.6, 2.1, а также 1.1, 1.7 (табл.1.5). В справочнике [12] рассматривается нормирование надежности для всех единичных свойств ЭЭС, которые не всегда оцениваются через надежность питания потребителей. Указанное также подтверждает целесообразность разбивки задач анализа надежности функционирования ЭЭС не менее чем на две группы.

В [1] отражена богатая палитра задач анализа безотказности, приведены модели решения основных задач синтеза надежности ЭЭС. Достоинством работы [1] является, кроме того, наличие задач синтеза режимной управляемости в аспекте обеспечения как статической, так и динамической надежности. Касаясь статической надежности в целом, отметим, что в [1] даны задачи анализа надежности функционирования ЭЭС, но не выделены (в отличие от обеспечения первичными энергоресурсами и теплом) задачи анализа надежности электроснабжения потребителей.

Кроме того, в силу ограничения задач АиСН оперативнодиспетчерским управлением ЭЭС в работе [1] не рассматриваются задачи обеспеченности производственными мощностями. В справочнике [12] полнее раскрыты задачи ресурсообеспеченности и ограниченно – динамической надежности.

Сравнение классификации задач АиСН в работах [1,11,12] показывает, что каждая из них имеет свою специфику, определяемую целями исследования. В работе [11] дан широкий подход к проблеме надежности, в монографии [1] приведено углубление и развитие этого подхода в разрезе оперативно-диспетчерского управления, в справочнике [12] модельными разработками охвачен широкий спектр задач резервирования, включая специализированные системы электроснабжения потребителей и оборудование ЭЭС. Однако в отдельности ни одна из перечисленных классификаций не охватывает всех задач АиСН ЭЭС.

В основу предлагаемой ниже классификации задач АиСН положены следующие требования: их решение должно опираться на математические методы, основанные на исчислении отказов и их количественных характеристик; совокупность задач должна характеризовать все виды (подвиды) надежности, их единичные составляющие и комплексное свойство надежности в целом; це- лью решения задач должны быть количественный анализ уровня того или иного свойства и определение состава, структуры, параметров средств обеспечения надежности.

Классификация задач АиСН в общем случае носит многоуровневый характер. Для формирования первого уровня можно принять подход в работе [11]: систематизация задач синтеза в разрезе средств обеспечения надежности. Второй уровень систематизации может быть основан на подходе в монографии [1]: в ракурсе технологии оперативно-диспетчерского управления функционированием ЭЭС или технологии проектирования (планирования) развития ЭЭС.

Далее предлагается следующий состав обобщенных групп задач АиСН ЭЭС для первого уровня.

Задачи анализа надежности:

1. Определение показателей надежности функционирования ЭЭС и надежности оборудования;

2. Определение показателей надежности питания (электро-, тепло-, энергоснабжения) потребителей.

Задачи синтеза надежности:

3. Обеспечение резервирования активных генерирующих мощностей;

4. Обеспечение баланса реактивных мощностей;

5. Выбор (корректировка) схемы электрических соединений (основной и распределительной сетей, энергообъекта, собственных нужд, выдачи мощности и т.д.);

6. Обеспечение избыточности пропускных способностей электропередач;

7. Обеспечение автоматического противоаварийного управления;

8. Создание запасов энергоресурсов (топлива для ТЭС, воды в водохранилищах ГЭС);

9. Планирование и обеспечение ремонтов оборудования;

10. Управление электропотреблением;

11. Восстановление питания потребителей;

12. Восстановление нормального режима ЭЭС;

13. Восстановление обеспеченности энергоресурсами.

Дополнительными в этом перечне к приведенным в работе [11] являются группы задач 1, 4, 10-13. О необходимости опреде- ления показателей надежности функционирования ЭЭС и надежности оборудования уже было сказано выше. Задача обеспечения баланса реактивных мощностей выделена как самостоятельная, поскольку она во многом определяет устойчивоспособность и живучесть ЭЭС. Ее решение не ограничивается автоматическим противоаварийным управлением. Аналогично решение задачи направлено и на реализацию задач 3, 5, 6, 10-12 в темпе физических процессов в ЭЭС. Задача 10 решается на разных временных уровнях управления ЭЭС и подобно задаче 4 не сводится к 7-й.

Задачи 11, 12, как и задачи 7, 10, направлены на формирование свойства режимной управляемости ЭЭС. Показатели времени восстановления питания потребителей и нормального режима ЭЭС являются важнейшими количественными характеристиками этого свойства в аспекте надежности.

Первая задача анализа характерна для всех видов (подвидов) комплексного свойства надежности (КСН), их структурных составляющих (единичных свойств), каждого единичного свойства и КСН в целом. Вторая задача соответствует лишь видам (подвидам) надежности и КСН в целом.

Решение задачи 3 - резервирования активных генерирующих мощностей - является средством обеспечения статической и динамической (кроме локальной) надежности в части безотказности и обеспеченности производственными (генерирующими) мощностями. Задачи резервирования и обеспеченности генерирующими мощностями решаются при проектировании обычно совместно.

Поэтому под резервированием нужно понимать не только резервирование на случай аварийного простоя генерирующих мощностей, возможности проведения их ремонтов, но и ошибок в прогнозе электропотребления, задержек ввода новых генерирующих мощностей, нерегулярных колебаний нагрузки и т.д. (так называемые аварийный, ремонтный, народнохозяйственный, или стратегический, нагрузочный и другие виды резервов).

Решение задачи 4 - обеспечения баланса реактивных мощностей – как правило, необходимо для синтеза всех подвидов динамической надежности и ресурсообеспеченности в части баланса емкостных и индуктивных мощностей для комплекса генерация – передача – нагрузка при проектировании, планировании и коррекции режимов при эксплуатации. В случае, если аварийный или плановый ремонт источника реактивной мощности или уровни напряжения в отдельных режимах ЭЭС приводят к ограничению потребителей либо снижению качества электроэнергии, задача баланса реактивных мощностей должна рассматриваться и в аспекте статической надежности.

Задача 5 – выбора (корректировки) схемы электрических соединений – решается для обеспечения как статической, так и динамической надежности в части безотказности. Кроме того, выбор схемы электрических соединений важен с точки зрения обеспечения ремонтов оборудования и режимной управляемости для статической надежности.

Задача 6 - обеспечения избыточности пропускных способностей электропередач - актуальна для синтеза статической и динамической (кроме локальной) надежности в части безотказности и ресурсообеспеченности основными сетями. Обычно эта задача решается совместно с резервированием генерирующих мощностей.

Задача 7 - обеспечения автоматического противоаварийного управления - актуальна, главным образом, для реализации динамической надежности в части режимной управляемости (для локализации отказов, предотвращения их развития, восстановления электроснабжения потребителей и нормального режима ЭЭС). Кроме того, эта задача связана с синтезом режимной управляемости для обеспечения статической надежности путем предотвращения устойчивых отказов. Подчеркнем, что противоаварийная автоматика в широком смысле (включая релейную защиту, линейную и системную автоматики, противоаварийную автоматику в узком смысле) решает в темпе электромагнитных и электромеханических процессов те же задачи, что и персонал в темпе оперативного управления (т.е. задачи 3, 4, 5 и 6 синтеза надежности). Помимо того она локализует и предотвращает отказы, в том числе устойчивые, в чем персонал, если удается, подстраховывает автоматику. Важнейшей функцией противоаварийной автоматики является решение задач 10, 11, 12. В этих случаях зачастую, а для крупных аварий, как правило, требуются дополнительные действия оперативного персонала. Собственно задача 7 связана с конструированием и настройкой противоаварийной автоматики.

Задача 8 - создания запасов энергоресурсов - естественно связана с обеспеченностью энергоресурсами в части безотказности.

Задача 9 - планирования и обеспечения ремонтов оборудования как средства обеспечения его работоспособности – характеризует свойство ремонтопригодности.

Задачи 10, 11, 12 (управления электропотреблением, восстановления питания потребителей и нормального режима ЭЭС) направлены на синтез режимной управляемости как составляющей динамической надежности, а задача 10 и как составляющей статической надежности.

Задача 13 отличается от задачи 8 тем, что решается в условиях, когда текущая потребность в энергоресурсах больше или равна объему их возможного использования, а запасы энергоресурсов исчерпаны. При экономическом кризисе такая задача может быть обусловлена дефицитом финансовых ресурсов или недостаточной поставкой топлива (работа «с колес»).

Предложенные группы задач АиСН решаются на всех временных уровнях управления ЭЭС (рис.1.6), включая автоматическое. Целесообразность включения уровня автоматического управления важна с точки зрения анализа его качества и надежности.

Внедрение новых информационных технологий, адаптивных систем управления, методов искусственного интеллекта ведет к отходу от жестких алгоритмов автоматического управления, выработке и принятию решений автоматикой в темпе управляемых процессов с учетом их динамики и прогноза развития.

Наиболее значима роль автоматики в решении в аварийных условиях задач синтеза надежности 3-6 и 10-12.

Спектр задач надежности при оперативном управлении шире, чем при автоматическом: добавляются группы задач 1, 7, 9. Задача анализа 1 решается для текущей и оперативной надежности функционирования ЭЭС. На уровнях кратко- и долгосрочного планирования режимов рассматриваются в первом случае все группы задач АиСН (в том числе первая для анализа краткосрочной надежности функционирования ЭЭС или ее частей и вторая - для надежности питания потребителей), во втором - с по 9 (включая задачи 1, 2 для долгосрочной надежности) и 13. На Территориальные уровни управления Рис. 1.6. Соотношение предложенных групп задач АиСН с временными и территориальными уровнями иерархии * А – автоматическое, О – оперативное управление; К – краткосрочное, Д – долгосрочное, М – многолетнее планирование режимов; П – проектирование, Пр – прогнозирование развития.

уровне многолетнего планирования режимов отсутствует, по сравнению с долгосрочным планированием, группа задач 13, а задачи анализа в основном связаны с обеспеченностью энергоресурсами. На уровне проектирования решаются все задачи, кроме 13. При решении задач 1, 2 временной интервал для балансовой надежности, как правило, равен одному году, режимная надежность может рассматриваться как для момента, так и на интервале времени, в том числе годовом. На уровне прогнозирования развития присутствуют группы задач 3, 6, 7.

Соотношение групп задач АиСН с территориальными уровнями управления (рис.1.6) показывает их решение почти в полном объеме для РЭЭС, с некоторым снижением объема при переходе к ОЭЭС, ЕЭЭС и энергообъекту. Задачи АиСН характерны для всех сочетаний территориальных и временных уровней управления ЭЭС, за исключением прогнозирования для энергообъектов.

Для синтеза надежности в разрезе групп задач (рис.1.7) чаще употребляются организация эксплуатации (для семи групп), далее следует управление режимами и резервирование (для четырех) и на одну группу задач реже – «конструирование» ЭЭС.

Резервирование (создание избыточности) и конструирование ЭЭС могут применяться в качестве средства обеспечения надежности с целью устранения либо снижения последствий всех причин. Управление режимами используется для компенсации таких причин снижения надежности, как отказы оборудования, ошибки персонала, отклонения условий функционирования от расчетных условий. Организация эксплуатации важна в разрезе традиционных причин снижения надежности.

Различные причины снижения надежности учитываются для решения задач АиСН в следующей пропорции (рис.1.7): отказы оборудования – 12, ошибки персонала – 11, снижение ресурсообеспеченности – пять, недостоверность информации - четыре, отклонение условий функционирования от расчетных - четыре.

Предложенная выше классификация задач АиСН охватывает анализ и синтез КСН на всех территориальных и временных уровнях управления, а также в разрезе всех основных средств обеспечения и причин снижения надежности нелиберализованных ЭЭС. При либерализации электроэнергетики появляются новый класс объектов, а именно – субъекты рынка, и новые рыночные способы управления надежностью. Для каждого рыночного субъекта ЭЭС характерен свой состав задач АиСН в определенном преломлении (рис.1.8). В рыночных условиях обеспечение балансовой и режимной надежности ЭЭС должно учитывать инвестиционные возможности субъектов рынка.

Рис. 1.7. Соотношение предложенных групп задач АиСН с причинами снижения и средствами обеспечения надежности.

* Р – резервирование (создание избыточности), К – конструирование, У – управление режимами, Э – организация эксплуатации ЭЭС.

** ОО – отказы оборудования, ОП – ошибки персонала, СР – снижение ресурсообеспеченности, ОУ – отклонение условий функционирования от расчетных, НИ – недостоверность (недостаточность) информации для управления.

Рис. 1.8. Взаимосвязь групп задач АиСН ЭЭС с субъектами и инфраструктурой оптового рынка электроэнергии и мощности Субъекты и инфраструктура оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ):

ГК – генерирующая компания, МСК – магистральная сетевая компания, РСК – распределительная сетевая компания, СбК – сбытовая компания, Потр. – потребитель, СО – системный оператор.

Временные уровни:

А, О – соответственно автоматическое и оперативное управление, К, Д, М – соответственно краткосрочное (сутки, неделя), долгосрочное (месяц, квартал, год), многолетнее (несколько лет) планирование режимов, П – проектирование или перспективное планирование режимов объекта (от нескольких до 20 лет), Пр – прогнозирование развития объекта (обычно 15-20 лет).

Глава 2. РЕЖИМНАЯ НАДЕЖНОСТЬ

ПРИ ОПЕРАТИВНОМ УПРАВЛЕНИИ ЭЭС

2.1. Задачи обеспечения статической режимной надежности ЭЭС 2.1.1. Общая характеристика задач Во многих странах мира, в том числе в России, в предкризисный период отмечался рост электропотребления, опережавший развитие сетевой инфраструктуры (строительство новых ЛЭП, подстанций и т.д.), рыночные условия стимулировали увеличение потоков электроэнергии с переброской существенных объемов электроэнергии из региона в регион. Возникавшие при этом снижение запасов по устойчивости, перегрузка линий при наложении возмущений (коротких замыканий, отключений оборудования и др.) вели к увеличению как вероятности масштабных отказов в системах, так и последствий их возникновения. В таких условиях существенно возрастала роль задач обеспечения надежности ЭЭС в процессе функционирования за счет режимных мероприятий.

Проблема режимного обеспечения надежности была осознана еще в 60-х гг. XX в. после крупнейшей системной аварии в Северной Америке в 1965 г. Частично вопросы надежности при функционировании решались и ранее в рамках задачи комплексной надежности (reliability). Как самостоятельное направление проблема обеспечения режимной надежности (security) сформировалась именно тогда, когда авария 1965 г. продемонстрировала, что уровень надежности, закладываемый при проектировании и планировании развитием ЭЭС, не обеспечивается в непрерывно меняющихся условиях функционирования. Возможно, первое упоминание в литературе понятия “security” в том смысле, в каком оно известно сегодня, было в 1966 г. на Второй конференции по вычислительным методам в электроэнергетике [68].

Однако наиболее значимой первой работой считается статья [53] по «адаптивной надежности» (adaptive reliability), где автор рассматривает оперативные режимы и формулирует задачу непрерывного контроля надежности ЭЭС путем анализа вероятных отказов и условного перехода в аварийное состояние.

Сегодня моделирование вероятных отказов и оценка статических послеаварийных режимов с целью выявления и устранения возникших отклонений от требований надежности является обязательной процедурой в практике управления текущими и краткосрочными режимами зарубежных ЭЭС. В соответствии со стандартами надежности [87], разработанными NERC (Североамериканская корпорация по надежности в электроэнергетике), каждый Координатор надежности должен иметь в своем распоряжении средства анализа нормальных режимов и аварийных ситуаций (Стандарт IRO-002-1, Требование R7) и выполнять анализ надежности при планировании режимов на следующие сутки (Стандарт IRO-004-1) и при оперативном управлении (Стандарт IRO-005-2). Учет результатов анализа отказов при управлении в реальном времени и при планировании режимов регламентируется и в Руководстве по ведению режимов ([78], Правило P3-A) для Системных операторов западно-европейского объединения UСTE (Европейский союз по координации передачи электроэнергии).

В России, начиная с 60-х гг. прошлого века, в центре внимания исследователей в основном была разработка методов расчета надежности ЭЭС на этапе управления их развитием. Значительно меньшее внимание уделялось методам анализа и оценке надежности при управлении текущими режимами. До сих пор отсутствуют какиелибо критерии и показатели оценки режимной надежности ЭЭС.

Лишь в последнее время наблюдается небольшой сдвиг в решении этого вопроса, а именно, в более внимательном рассмотрении детерминистического критерия n – 1 [15,4], взятого на вооружение в развитых странах мира. Естественным продолжением оценки надежности должны быть расчеты корректирующих и превентивных управляющих действий, направленных на устранение (в случае возникновения) отклонений от требований критерия надежности. Какое-либо освещение этой проблемы в отечественной литературе отсутствует.

Наконец, решение задачи обеспечения надежности в темпе процесса требует поддержания достаточно точной модели установившегося режима ЭЭС, что в условиях малой избыточности и низкого качества телеинформации в российских системах затруднительно. Несоответствие модели режима ЭЭС фактическому состоянию системы может свести на нет все усилия по обеспечению режимной надежности, примером чего является крупнейшая каскадная авария, охватившая северо-восток США и юго-восток Канады 4 ноября 2003 г. [96].

Цель данного раздела – дать краткую характеристику современного состояния задач и проблем, связанных с обеспечением надежности ЭЭС за счет оптимизации режимного управления. Рассмотрение ограничивается так называемой статической надежностью (steady state security), при анализе которой предполагают, что переход системы, вызванный исходным возмущением, в новое состояние не сопровождается нарушением динамической устойчивости ЭЭС [77].

Управление режимами ЭЭС в темпе процесса с учетом фактора надежности требует решения комплекса задач, начиная с формирования модели установившегося режима ЭЭС на основании текущей телеинформации или данных сверхкраткосрочного прогноза и заканчивая нахождением вектора управления, обеспечивающего выполнение требований оптимальности и надежности функционирования ЭЭС [77, 84, 93]. В целом в структуре комплекса задач выделяют три основные составляющие (рис.2.1): мониторинг (monitoring), оценка (security assessment) и обеспечение или управление (security enhancement, security control). Согласно требованиям NERC [87] и UCTE [78] выполнение первых двух задач (соответственно наличие программных средств) является обязательным в практике управления текущими режимами и при планировании на сутки вперед.

Режимная надежность ЭЭС зависит от погодных условий, состава сетевого и генерирующего оборудования, объемов резерва активной и реактивной мощности, текущего режима функционирования системы (значений узловых напряжений, потоков мощности по межсистемным связям, загрузки сетевого оборудования и т.п.).

Предоставление этой информации в любой момент времени – суть задачи мониторинга, от ее качества зависит эффективность всего комплекса управления надежностью ЭЭС. Поэтому она должна быть полной, точной и, как правило, избыточной.

Наиболее ответственная часть выполнения мониторинга – формирование модели текущего режима ЭЭС на основе результатов измерений, поступающих в темпе процесса. Оперативная модель ЭЭС необходима не только для слежения за изменением состояния системы, но является основой для выполнения анализа возможных аварийных ситуаций (послеаварийных режимов) и расчетов корректирующих и/или превентивных управляющих воздействий.

Рис. 2.1. Задачи оперативного анализа и управления статической режимной надежностью ЭЭС.

Основные этапы построения модели:

- определение текущей топологии сети по данным телесигналов о положении выключателей;

- проверка наблюдаемости сети при изменении структуры измерений в результате отказов в подсистеме телеметрии или топологии расчетной схемы сети;

- оценивание состояния по данным аналоговых телеизмерений.

Вопросы разработки методов оперативного моделирования ЭЭС были в центре внимания с 70-х гг. прошлого века. Актуальность исследований в этой области остается высокой и до сих пор, о чем могут свидетельствовать недавно вышедшие за рубежом и у нас монографии [8, 72, 41], посвященные данной проблеме. Согласно опросу, проведенному в 2004 г., 19 крупных энергокомпаний США имеют процедуры оценивания состояния, запускаемые с частотой 1мин [58]. Однако, несмотря на 35-летнюю историю развития теории оценивания состояния ЭЭС и большой опыт ее практического применения, до сих пор существует ряд проблем, решение которых требует дальнейших изысканий. Все эти проблемы обусловлены низкой избыточностью и плохим качеством телеметрической информации и характерны не только для российских, но, как показывает опрос в [58], и зарубежных систем.

Первая проблема возникает на этапе определения текущей топологии сети и связана с достоверизацией телесигналов. Строгие математические подходы к решению этой проблемы предполагают наличие телесигналов о состоянии большинства коммутирующих устройств и достаточно высокую избыточность телеизмерений.

Примером эффективного применения классических методов является ЭЭС Израиля, имеющая высокий уровень наблюдаемости сети [9]. В протяженных энергосистемах, какими являются, например, ЭЭС Северной Америки, Бразилии, России, низкая избыточность информации, существенные задержки при ее передаче, высокая вероятность отказа телеметрии требуют применения зачастую эвристических подходов к определению схемы соединений сети, вызывая скептическое отношение к результатам со стороны диспетчерского персонала [58].

Вторая проблема связана с наличием или возникновением ненаблюдаемых районов контролируемой сети. Задание различного рода псевдоизмерений, точность которых заведомо ниже точности телеизмерений, приводит к искажению результатов расчета режима ЭЭС. Кардинальное решение проблемы наблюдаемости видится в развитии измерительных систем, введении новых каналов телеметрии, использовании данных векторных измерений параметров режима.

Наконец, третья проблема – обработка грубых ошибок телеизмерений. Проблемы с работой алгоритмов поиска плохих данных испытывали все 19 опрошенных энергокомпаний [58]. Предполагается, что разработка робастных методов оценивания состояния1, введение в задачу дополнительной информации, ограничивающей область поиска решения, учет динамики изменения параметров режима позволят уменьшить эффект грубых ошибок и повысить качество модели ЭЭС.

Перечисленные проблемы определяют направления дальнейшего развития методов построения оперативных моделей ЭЭС. От успеха их решения напрямую зависит уровень надежности функционирования ЭЭС. Ярким примером тому служат события 14 августа 2003 г. в Северной Америке, когда отказ в первом звене (неверное представление о состоянии одной, а затем другой линии электропередачи при формировании топологии сети) повлек к выходу из строя всего комплекса задач контроля и управления надежностью ЭЭС [96]. Недостаточная степень оснащения центров оперативнодиспетчерского управления телеметрической информацией о параметрах режима и состоянии ЭЭС отмечена как одна из причин развития Московской аварии 25 мая 2005 г. [14].

2.1.3. Оценка статической режимной надежности Необходимым условием надежного функционирования ЭЭС является допустимость режима, т.е. его нахождение в области, определяемой допустимыми пределами по току, напряжению, статической устойчивости и др. В этом случае говорят о выполнении условий критерия надежности n – 0. Проверка этого условия сводится к контролю фактических значений потоков мощности, напряжений и других режимных параметров и сравнению их с заданными предельными значениями. Для некоторых параметров предельные знаВ мае 2006 г. во Франции под патронажем IEEE-PES этой теме был посвящен Международный семинар «Robust methods for power system state estimation and load forecasting: State of the art and prospects». http://www.rtefrance.com чения фиксированы и не изменяются на протяжении длительного времени. Для других эти значения (такие как предельные значения пропускной способности линий электропередачи и/или их сечений) зависят от потокораспределения активной и реактивной мощности и т.д. и требуют пересчета в процессе изменения режима.

Значительно более трудоемкая функция оценки надежности – это анализ возможных отказов (security contingency analysis), заключающийся в расчете послеаварийных режимных состояний и проверки их на нарушение режимных ограничений. Задача оценки режимной надежности прочно вошла в практику управления функционированием зарубежных ЭЭС. По состоянию на 2004 г. во всех опрошенных в [58] энергосистемах выполняется анализ вероятных послеаварийных режимов с частотой 1-30 мин. в зависимости от темпа обновления оперативной модели ЭЭС. В настоящее время моделирование вероятных отказов и оценка статических послеаварийных режимов с целью выявления и устранения возникших отклонений от требований надежности является обязательным при управлении текущими и краткосрочными режимами зарубежных ЭЭС [87,78].

Основная трудность при осуществлении анализа аварийных ситуаций заключается в слишком большой сложности обработки огромного числа ситуаций в большой ЭЭС через короткие промежутки времени. Трудности еще более возрастают, если принять во внимание, что необходима итеративная взаимосвязь задачи управления надежностью (security enhancement) и задачи анализа аварийных ситуаций (см. раздел 2.1.4). Наибольшие потенциальные возможности для снижения необходимого объема вычислений представляет предварительный отбор аварийных ситуаций, и на этом направлении сосредоточены основные усилия исследователей. Цель отбора заключается в уменьшении первоначального длинного списка аварийных ситуаций посредством удаления из него подавляющего большинства случаев, в которых нет нарушений. В [93,21] приводится обзор основных методов отбора, предложенных на конец 80-х гг. прошлого века, которые делятся на: 1) прямые, требующие расчета послеаварийных режимов (screening methods) и 2) косвенные, не требующие расчета послеаварийных режимов (PI methods). Они используют приближенные (линейные) модели ЭЭС и приближенные методы вычислений, которые позволяют получить результат достаточно быстро, но с ограниченной точностью. Основной недостаток этих методов – ориентация на активную модель ЭЭС и невозможность получения достоверной оценки нарушений режима по напряжению и реактивной мощности. С 1990-х гг. в центре внимания исследователей оказались методы отбора, использующие обучающиеся нейронные сети. Некоторые последние разработки в этом направлении изложены в [92, 51, 69]. Для выявления значимых отказов предложены также методы сингулярного анализа [7].

Помимо перечисленных вычислительных сложностей моделирования отказов существует проблема адекватной интегральной оценки результатов моделирования. В развитых странах мира в качестве критерия надежности при функционировании ЭЭС принят детерминистический критерий n – i, i = 1,2,… В России его применение при управлении ЭЭС находится лишь на стадии обсуждения [15, 4]. В табл.2.1 представлен один из вариантов классификации уровней надежности ЭЭС, предложенный в [93]. Уровни 1 и 2 соответствуют нормальным режимам работы ЭЭС в том смысле, что это допустимые рабочие состояния: система способна противостоять внезапным возмущениям (удовлетворяет условиям критерия надежности n – i), причем на уровне 1 без каких-либо послеаварийных корректирующих воздействий. Недопустимость потери нагрузки в результате отказа долгое время являлась условием надежного функционирования зарубежных ЭЭС.

Уро- Нарушение режим- Нарушение ограниче- Коррекция вень ных ограничений ний в случае отказов нарушений n – i меняется. Новые стандарты надежности, принятые в развитых странах мира, уже допускают считать критерий n – i соблюденным, в том числе, если это связано с частичным локализованным отключением нагрузки, что соответствует уровню надежности 3. Так, в Руководстве по ведению режимов [78] (Правило Р3-A) для системных операторов UCTE дано следующее определение критерия надежности n – i. «Любое возможное одиночное событие, ведущее к выходу из строя элементов энергосистемы (генераторов, компенсационного оборудования, линий передач или трансформаторов), не должно создавать угрозу для надежности работы всей взаимосвязанной сети, т.е. не должно вызывать каскадного отключения или потери значительного объема потребления. Оставшиеся в работе элементы сети должны быть в состоянии справиться с дополнительной нагрузкой, изменением объема генерации, отклонением напряжения или режимом динамической устойчивости, вызванным первоначальным отказом. В ряде случаев разрешается, чтобы системные операторы допускали некое уменьшение потребления в своих районах при условии, что его объем обеспечивает надежность работы системы, предсказуем и носит локальный характер». Следует отметить, что согласно Правилу Р3-А [78], потеря любого элемента ЭЭС не должна вызывать в результате достижения или превышения пределов по току, напряжению, устойчивости и т.п. случаев вторичной коммутации, т.е. отключений других элементов. Несоблюдение этих требований признано причиной каскадного развития европейской аварии 4 ноября 2006 г. [95].

Дискуссионным является вопрос о выполнении требования критерия n – i c учетом действия ПАА предотвращения нарушения устойчивости. Тогда как в зарубежных работах по режимной надежности нормальный переход системы в послеаварийное состояние не допускает действия ПАА, в ЭЭС России ПАА является основным средством обеспечения надежности ЭЭС. По мнению отечественных специалистов [4] ничто не мешает считать, что критерий n – i с учетом ПАА соблюдается, поскольку применение ПАА позволяет обеспечить его соблюдение с меньшими затратами, а отключение нагрузки и/или генерации действием ПАА заранее согласовано с соответствующими субъектами и производится в совершенно определенных условиях. Авторы [4] отмечают, что смысл соблюдения критерия не в том, какими средствами регулировать, а в том, чтобы обеспечить функционирование энергосистемы при предполагаемых отказах ее элементов.

Несмотря на перечисленные разногласия в трактовке критерия n – i, сама задача оценки режимной надежности прочно вошла в практику управления зарубежными ЭЭС. Уже в 1974 г. из 34 зарубежных АСДУ, описанных в [52], в 33 выполнялся оперативный анализ вероятных послеаварийных режимов. Спустя 30 лет опрос в [58] показывает, что анализ вероятных отказов выполняется во всех опрошенных ЭЭС (в основном по критерию n – 1) в on-line режиме с частотой 1-30 мин. в зависимости от периодичности запуска программы оценивания состояния ЭЭС. Время расчета составляет от до 200 сек, используется полный метод Ньютона. Среди прочих замечаний, приведенных в [58], со стороны эксплуатирующего персонала отметим следующие:

1) качество работы и результатов сильно зависит от качества оценивания состояния ЭЭС. О проблемах оперативного моделирования режимов уже говорилось выше;

2) нельзя моделировать работу специальных систем автоматики и защиты, предусмотренных для некоторых аварийных ситуаций;

3) необходимость наличия дополнительных штатных единиц для ведения и поддержки баз данных, подготовки списка вероятных отказов и т.д. Отсюда можно предположить, что существующие методы отбора аварийных ситуаций пока не находят применения на практике. Подтверждением этому является также опыт применения SCADA/EMS производства Siemens в Израиле [9], где списки аварий готовятся службой режимов;

4) большой объем результирующей информации сложен для восприятия диспетчерским персоналом. Проблема представления результатов моделирования отказов является действительно актуальной, и в настоящее время она получает свое отражение в ряде научных публикаций [94, 79 и др.].

2.1.4. Управление статической режимной надежностью Непосредственно задача управления статической режимной надежностью ЭЭС в темпе процесса направлена на поддержание или восстановление (если это необходимо по результатам решения задачи оценки надежности) принятого уровня надежности за счет осуществления диспетчерским персоналом тех или иных режимных мероприятий: перераспределения нагрузки генераторов, изменения топологии сети, использования имеющихся регулируемых устройств (фазосдвигателей, трансформаторов с РПН, шунтирующих реакторов и конденсаторов и др.) и, при необходимости, ограничения потребителей.

Коммерциализация функционирования ЭЭС, увеличение напряженности режимов и управления ими приводят к необходимости разработки методов и средств поддержки принятия решений по оперативному обеспечению надежности ЭЭС, чему в последнее время уделяется все большее внимание. Рассмотрим более подробно существующие подходы к решению данной проблемы.

Прежде всего, отметим, что само по себе определение требуемых режимных мероприятий не достаточно для решения задачи обеспечения надежности ЭЭС. Область решений задачи может включать не одно, а несколько решений, и при этом они будут неравнозначны с точки зрения других показателей функционирования ЭЭС. Поэтому задача управления надежностью формулируется как задача оптимизации – определение такого состояния системы, которое отвечает оптимальному балансу между надежностью, экономичностью и/или другими показателями функционирования ЭЭС [77, 93]. В рассмотренных ниже оптимизационных моделях надежность выступает в виде системы ограничений, при этом оценки двойственных переменных, определяющие их (ограничений) финансовую значимость, несут информацию о маржинальных значениях узловых цен электроэнергии, вращающегося резерва, отключаемой нагрузки и др. [50].

Наиболее изученной является задача корректирующего управления, направленная на обеспечение работы ЭЭС в допустимой области (выполнение условий критерия надежности n – 0). В общей постановке она может быть представлена в виде задачи оптимального потокораспределения OPF (Optimal Power Flow):

при условиях где f ( x, u ) – критерий, который может соответствовать задачам оптимизации эксплуатационных затрат, потерь активной мощности в сети, минимизации отклонений от заданного режима, минимизации управляющих воздействий, максимизации функции общественного благосостояния и др.; x – вектор переменных состояния системы, u – вектор управляемых переменных; уравнения (2.2) представляют собой обычные нелинейные уравнения потокораспределения, неравенства (2.3) – предельные ограничения на управляемые переменные и другие режимные параметры в системе, задающие область допустимых режимов.

Менее разработанной является задача коррекции режима при нарушении условий критерия n – i,т.е. задача превентивного управления. В [42] упреждающее устранение нарушений в вероятных по- слеаварийных состояниях осуществляется путем расширения системы ограничений (2.2-2.3) за счет ограничений на параметры послеаварийных режимов, называемых ограничениями по надежности (security constraints):

при условиях где индекс k используется для обозначения параметров (ограничений) k-го состояния системы (k = 0 соответствует предаварийному (базовому) состоянию ЭЭС, тогда как k = 1…K соответствует k-му послеаварийному состоянию ЭЭС). Данная постановка задачи получила в дальнейшем название SCOPF (Security-Constrained OPF) и была направлена на обеспечение уровня надежности 1 (см. табл.2.1).

Превентивное управление, формируемое в приведенной выше постановке SCOPF, является консервативным, оно не принимает во внимание возможность устранения возникающих в послеаварийном режиме нарушений за счет осуществления послеаварийных корректирующих действий (в течение 20-30 мин.). Подход, который позволяет учесть в модели SCOPF послеаварийную коррекцию режима, предложен в [73]. В результате его применения обеспечивается уровень надежности 2 (см. табл.2.1), при котором значение минимизируемой целевой функции потенциально может быть значительно ниже. Математическая формулировка задачи CSCOPF (Corrective SCOPF) имеет вид:

при условиях где Du kmax = t kкорр [Du Dt ], t корр – время, отводимое на восстановлеmax ние нормальных значений параметров послеаварийного режима, [Du Dt ]max – максимально возможная скорость изменений переменных управления.

В [49] замечено, что применение CSCOPF при управлении ре- жимами ЭЭС приводит к появлению риска развития аварии после отказа. Действительно, состояние системы, наблюдаемое на интервале времени после отказа до осуществления послеаварийных корректирующих действий, может быть неустойчивым. Улучшенная постановка задачи CSCOPF [28]:

при условиях где ограничения (2.15-2.16) обеспечивают существование и допустимость режима системы, достигаемого сразу после аварийного отключения элемента системы, а величина p k 1 моделирует ослабление предельных значений hk, допускаемого в послеаварийных режимах.

Подобной модификации видимо следует подвергнуть и вероятностные подходы к обеспечению статической режимной надежности.

В отличие от изложенных детерминистических подходов, которые, можно сказать, следуют принципу «надежность любой ценой», вероятностные подходы учитывают вероятности возникновения аварийных ситуаций. В этом случае целевая функция (2.7) заменяется на функцию вида [50]:

где p 0 = 1 - p k, pk – вероятность k-й аварийной ситуации, f0 и fk соответствуют оптимизируемым экономическим показателям в нормальном предаварийном и k-м послеаварийном состояниях. При определении fk могут учитываться затраты, связанные как с изменением активной мощности генерации, так и с ограничением потребителей, участвующих в обеспечении надежности ЭЭС. Такая постановка задачи, получившая в [50] название ESCOPF (Expected SecurityCost OPF), допускает обоснованную работу ЭЭС с уровнем надежности 3 (см. табл.2.1).

Несмотря на то, что с момента первой публикации [42], посвященной решению задачи управления ЭЭС с учетом фактора статической режимной надежности, прошло более 30 лет, на практике она не получила своего применения. Согласно опросу [58], ни одна энергокомпания не использует средства поддержки принятия решений, основанные на моделях SCOPF. Более того, лишь немногие из них прибегают к оперативным расчетам корректирующих воздействий на основе OPF. Основная причина – плохая обеспеченность точными исходными данными и качественными моделями. Аппроксимируются характеристики затрат генерирующих агрегатов, параметры сетей и характеристики сетевых моделей, в том числе дискретность переменных, имеется неопределенность значений измеряемых, оцениваемых и прогнозируемых величин, на которых основана оптимизация и т.д. Как показывают приведенные в [13] расчетные исследования по влиянию погрешностей на оптимизацию режима по реактивной мощности и напряжению, результирующая погрешность может в среднем на 50-85% обесценить эффект минимизации потерь активной мощности.

Среди вычислительных проблем отметим высокую размерность задачи. В зависимости от размеров ЭЭС каждая аварийная ситуация может потребовать включения сотен или даже тысяч неравенств. Поскольку обычно список аварийных ситуаций велик, число ограничений по надежности может достигать миллионов. Эффективный способ преодоления высокой размерности задачи – ее декомпозиция на подзадачи малой размерности с последующим распараллеливанием вычислительного процесса. Один из первых предложенных методов декомпозиции основан на подходе Бендерса [73]. В [44] представлены результаты интегрирования задачи CSCOPF с использованием декомпозиции Бендерса в бразильскую систему SCADA/EMS, имеющую распределенную архитектуру. Результаты оптимизации режима по критерию минимума потерь активной мощности и числа управляющих воздействий для эквивалентной схемы бразильской объединенной ЭЭС (1419 узлов, 2094 ветвей, 388 генераторов, 92 шунтирующих реактора, 1012 аварийных ситуаций) показали, что время расчета (1, мин.) совместимо с требованиями реального времени. Другой подход к распараллеливанию задачи, предложенный в [82], использует выраженную блочную структуру итерационных матриц.

Наконец, третья причина, сдерживающая внедрение принципов превентивного управления ЭЭС, на практике связана с сущест- венным увеличением стоимостных показателей функционирования ЭЭС: любое повышение надежности требует увеличения эксплуатационных затрат, что в конечном счете сказывается на цене электроэнергии, отпускаемой потребителям. Для иллюстрации сказанного ниже приведен численный пример обеспечения статической режимной надежности средствами превентивного управления.

В качестве вероятных отказов примем вилу n – 1). Исходные данные для расчета приведены в табл.2.2: пределы по P, возможный диапазон изменения генерации при послеаварийной коррекции DPГ, цена электроэнергии, вырабатываемой генераторами СГ, стоимость отключения потребителей СН и рабочие пределы по активной мощности линий Pmax, обусловленные ограничениями по току (в послеаварийных режимах примем 1, 2Pmax ). Вероятность аварийных ситуаций p i = p = 0,01%, i = 1,2,3. Результаты оптимизации режима по критерию эксплуатационных затрат (для модели ESCOPF – по критерию ожидаемых затрат вида (2.17) приведены в табл. 2.3).

Наименьшие затраты в базовом режиме достигаются при загрузке наиболее дешевого генератора в первом узле, отвечающей решению задачи OPF. Однако в случае отказа любой из линий недопустимый наброс мощности на оставшиеся неизбежно ведет к каскадному развитию аварии (рис.2.3). На этом и последующих рисунках недопустимые значения перетоков мощности выделены жирным шрифтом.

Абсолютное удовлетворение условий критерия n – 1 дает равномерная загрузка генераторов, получаемая при использовании SCOPF (рис. 2.4). Введение ограничений по надежности приводит к увеличению эксплуатационных затрат на 50% с 2000 у.е./час до у.е./час (см. табл. 2.3).

SCOPF

CSCOPF

СSCOPF

ESCOPF

Рис. 2.3. Послеаварийные состояния ЭЭС при управлении режимом без учета ограничений по надежности, OPF (2.1-2.3).

Рис. 2.4. Послеаварийные состояния ЭЭС при управлении режимом с учетом ограничений по надежности, SCOPF (2.4-2.6) Рис. 2.5. Послеаварийные состояния ЭЭС при управлении режимом c учетом ограничений по надежности, СSCOPF (2.7-2.10):

a) сразу после аварии, b) после коррекции режима.

В меньшей степени затраты возрастают при оптимизации, включающей моделирование послеаварийной коррекции мощности генераторов в CSCOPF (2.7-2.10). Возможности перераспределения нагрузки, возвращающего режимные параметры после аварии к нормальным значениям (рис. 2.5), позволяют реализовать режим с меньшими эксплуатационными затратами. Однако заметим, что на данном примере наблюдается несостоятельность этой модели: при отказе линии 1-2 сразу возникает режим с недопустимым (свыше 38% при принятых 20 в послеаварийном режиме) превышением потока мощности по линии 2-3 (рис. 2.5a), что может привести к ее аварийному отключению и развитию аварии до принятия корректирующих действий. Такой ситуации не возникает в улучшенной версии CSCOPF (2.11-2.16) (рис. 2.6), отличающейся от предыдущей наличием ограничений (2.15-2.16).

Рис. 2.6. Послеаварийные состояния ЭЭС при управлении режимом c учетом ограничений по надежности, СSCOPF (2.11-2.16):

a) сразу после аварии, b) после коррекции режима.

Рис. 2.7. Послеаварийные состояния ЭЭС при управлении режимом c учетом ограничений по надежности, ЕSCOPF (2.17, 2.8-2.10):

a) сразу после аварии, b) после коррекции режима.