Надежность систем энергетики - Основные положения методов расчета надежности системообразующих электрических сетей

РАЗДЕЛ ЧЕТВЕРТЫЙ
НАДЕЖНОСТЬ ОСНОВНЫХ СИСТЕМООБРАЗУЮЩИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭЭС
4.1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ МЕТОДОВ РАСЧЕТА НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМООБРАЗУЮЩИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Основные системообразующие электрические сети - это электрические сети электроэнергетических систем и их объединений, связывающие между собой электрические станции и узловые подстанции ЭЭС, от которых осуществляется электроснабжение потребителей непосредственно или через распределительные электрические сети. Частным случаем основных системообразующих электрических сетей . являются межсистемные связи, по которым осуществляется передача мощности из одной ЭЭС в другую, и дальние электропередачи, по которым осуществляется выдача мощности от удаленных электростанций. При этом в процессе анализа особое значение приобретает корректность моделирования системной противо- аварийной автоматики (СПА), в значительной степени определяющей надежность работы ЭЭС [194].
В состав СПА входят устройства автоматического ограничения (регулирования) перетоков мощности (АОПМ) по межсистемным линиям электропередачи, автоматика предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ), автоматика ликвидации асинхронного режима (АДАР), автоматическая частотная разгрузка (АЧР). Для быстрой ликвидации последствий аварий используется также автоматический частотный пуск гидрогенераторов (АЧП) и частотное автоматическое повторное включение (ЧАПВ) потребителей.
Автоматическое ограничение перетоков мощности по межсистемным связям предназначено для предотвращения нарушения статической устойчивости при относительно медленном изменении перетока мощности, обусловленного ошибкой прогнозирования графиков нагрузки систем, а также при небольших небалансах мощности из-за отключения генераторов или нерегулярных колебаний нагрузок. Автоматика контролирует перетоки мощности по отдельным связям и при достижении перетоком заданного значения (уставки) увеличивает или уменьшает нагрузку выделенных для этой цели станций, с тем чтобы не допустить работу с мощностью, большей уставки.
Устройства АПНУ предназначены для обеспечения динамической устойчивости при больших возмущениях в системах, например коротких замыканиях (КЗ) на линиях с их последующим отключением, потери генерирующей мощности, а также статической устойчивости послеаварийного режима. Каждое устройство АПНУ охватывает так называемый район противоаварийного управления, например основную сеть ОЭЭС, межсистемную связь, схему выдачи мощности электростанции или их групп и др.
Устройства АПНУ действуют по программному принципу. Они контролируют доаварийные схему и режим, получают информацию о возмущении, оценивают его опасность для устойчивости системы по алгоритму, заложенному на основе предварительных расчетов устойчивости, и выдают необходимые управляющие команды. Устройства могут воздействовать на отключение генераторов, экстренную разгрузку паровых турбин, отключение потребителей специальной автоматикой отключения нагрузки (САОН), деление системы. Поскольку все перечисленные средства обеспечения устойчивости связаны с недоотпуском электроэнергии потребителям, то их сочетание выбирается так, чтобы ущерб у потребителей от недоотпуска электроэнергии был по возможности минимальным.
Как следует из вышеизложенного, устройства АПНУ оценивают опасность возмущений, опираясь лишь на информацию, получаемую в соответствующем районе системы. Поэтому существует опасность нарушения устойчивости по межсистемным связям за пределами района, в котором произошло возмущение. Это заставляет при формировании управляющих команд выдерживать условие балансирования мощностей в послеаварийном режиме. Это значит, что при действии устройства АПНУ небаланс мощности (дефицит или избыток) в послеаварийном режиме для данного района не должен превышать некоторого значения, допустимого по условиям сохранения устойчивости ЕЭЭС. Последнее зависит от загрузки межсистемных связей в исходном режиме.  Отсутствие автоматического контроля в устройстве АПНУ перетоков мощности по межсистемным связям заставляет выбирать значения допустимых небалансов исходя из наиболее неблагоприятного среди возможных сочетаний нагрузок межсистемных связей, что, естественно, приводит к снижению допустимых небалансов мощности и к увеличению недоотпуска электроэнергии потребителям.
Устройства АПНУ обеспечивают устойчивость лишь при тех аварийных ситуациях, на которые они рассчитаны. Если аварийная ситуация отличается от предусмотренных в устройстве, например, при каскадном развитии аварии, то произойдет нарушение устойчивости в данном районе, которое может вызвать нарушение устойчивости по межсистемным связям ЕЭЭС, в том числе и далеким от места аварии, т. е. привести к эскалации аварии на уровень ЕЭЭС.
В этом случае действуют устройства АЛАР, отделяя выпавшие из синхронизма части системы и локализуя тем самым аварию в пределах данного района.
В отделившихся с дефицитом мощности частях системы снижается частота и действует АЧР, отключая столько потребителей, сколько необходимо для восстановления частоты до уровня, близкого к нормальному. На этом развитие аварии, как правило, заканчивается. Только в случаях, когда мощность потребителей, подключенных к АЧР, недостаточна для восстановления частоты, т. е. меньше имеющегося дефицита мощности, возможно полное погашение района. Здесь частота снижается ниже уровня, при котором возможна нормальная работа механизмов собственных нужд электростанций, что приводит к отключению генераторов.
Имеющие место в действительности случаи полного погашения отдельных районов системы обусловлены именно недостаточной мощностью нагрузки, подключенной к устройствам АЧР.
Устройствами АЛАР оснащены и связи между ОЭЭС. Если аварийный небаланс мощности в одной из ОЭЭС превысит упомянутое ранее допустимое значение, например, из-за аварийной потери крупной электростанции или мощной электропередачи и произойдет нарушение устойчивости по отдельным связям между ОЭЭС, то действует эта автоматика и отключает соответствующие связи. После этого в дефицитных ОЭЭС действуют устройства АЧР.
Таким образом, особенностью оценки надежности системообразующих сетей является необходимость совместного учета противоаварийного управления, возможных нарушений устойчивости параллельной работы электростанций и нагрузок в системе, а также ограничений по уровню напряжений и токам при отказах элементов в нормальных и ремонтных схемах и режимах работы сети, иначе говоря, в расчете должны учитываться:
действия автоматики предотвращения нарушения устойчивости вследствие отказов элементов сети и генерирующих агрегатов;
ограничения по пропускной способности элементов, уровню напряжения и мощности источников питания в послеаварийном режиме;
распределительные устройства электростанций и подстанций с обоснованной степенью детализации отказов выключателей (отделителей);
плановые ремонты элементов и возможность их проведения при благоприятных атмосферных условиях и в периоды малых нагрузок.
В результате расчета должны определяться частоты и глубины перерывов и ограничений электроснабжения узлов нагрузки с дифференциацией по длительности.
Такой подход к расчету надежности системообразующих электрических сетей реализуется в два этапа:

1. расчет надежности нормального режима работы сети;
2. расчет надежности ремонтных режимов работы сети - плановых и послеаварийных.

Первый этап включает:

1. выявление нормальных схем и режимов работы сети и их относительных длительностей;
2. определение частот и видов расчетных отказов элементов, а также длительностей их восстановления (аварийного ремонта);
3. расчет устойчивости (динамической и статической) и электрический расчет послеаварийного режима при отказах по п. 1.2;
4. определение частот, глубин и длительностей перерывов электроснабжения узлов нагрузки во всех нормальных режимах.

Второй этап включает:

1. выявление расчетных ремонтных схем, их частот и длительностей, а также определение режимов работы для каждой из ремонтных схем;
2. выявление локальных групп, в пределах которых учитываются отказы элементов для каждой из ремонтных схем;
3. определение частот и видов отказов элементов, входящих в локальные группы, и длительностей их восстановления;
4. расчет устойчивости (динамической и статической) и электрический расчет послеаварийного режима при отказах по п. 2.3;
5. определение частот, глубин и длительностей перерывов электроснабжения узлов нагрузки для каждого из ремонтных режимов, а также итоговых показателей надежности работы электрической сети.

Основные положения расчетов рассмотрены ниже отдельно по каждому из пунктов обоих этапов.

ПЕРВЫЙ ЭТАП РАСЧЕТА

1. При выявлении нормальных схем и режимов работы сети следует выделить два основных периода-осенне-зимний и весенне-летний, различающиеся составом работающих агрегатов, а возможно, и схемой сети. При наличии в системе ГЭС может оказаться необходимым выделение также паводкового периода. Для каждого из периодов должны быть выбраны характерные режимы работы с различной загрузкой линий электропередачи и размещением вращающегося резерва и определены их относительные длительности.

Для линий электропередачи, являющихся элементами межсистемных связей без автоматического регулирования перетока, необходимо считаться с нерегулярными изменениями их нагрузки, обусловленными:
нерегулярными колебаниями нагрузки объединяемых систем;
ошибкой прогнозирования суточных графиков нагрузки объединяемых систем;
отклонением показаний прибора, измеряющего мощность линии, от среднего значения перетока в момент его корректировки диспетчером.
Поэтому мощность межсистемных связей должна задаваться функцией распределения для каждого планируемого режима, учитывающей все три составляющие нерегулярных изменений перетока мощности.
Исходными для расчета надежности основной сети являются графики нагрузок рабочих и выходных дней летнего и зимнего сезонов и соответствующие им графики перетоков мощности по межсистемным связям. По графикам перетоков мощности выбираются режимы с максимальными перетоками по каждой из связей. Эти режимы и принимаются в качестве основных расчетных режимов для оценки надежности основной сети. Количество их, очевидно, равно числу межсистемных связей. Кроме того, рассматривается еще по одному режиму на каждой связи с максимально допустимым перетоком по действующим нормативам устойчивости ЭЭС, обусловленным дефицитом мощности в приемной части ЕЭЭС. Относительная продолжительность таких режимов равна нормируемой вероятности дефицита мощности [5]. При этом соответственно снижается относительная продолжительность максимального перетока, найденного по графикам.

1. В качестве расчетных в нормальных режимах, как правило, должны учитываться отказы следующих элементов:

линий электропередачи;
взаимосвязанных линий, т. е. линий на двухцепных опорах или проходящих по одной трассе;
генерирующих агрегатов (внезапные отключения блоков);
выключателей распределительных устройств электростанций и узловых подстанций.
Расчет надежности РУ для учета отказов выключателей должен быть выполнен предварительно. При этом в схемах РУ с однократным присоединением элементов нужно учитывать отказы выключателей присоединений в статическом состоянии и при оперативных переключениях, приводящие к отключению отдельных систем (секций) сборных шин, а также отказы шиносоединительного (секционного) выключателя, приводящие к отключению обеих систем (секций) сборных шин. Кроме того, в РУ с двойной системой сборных шин следует учитывать взаимосвязанность последних, обусловленную наличием развилки разъединителей. Длительность КЗ при всех указанных отказах будет равна нормированной. Наконец, необходимо учитывать отказы выключателей при отключении поврежденных элементов - линий электропередачи, приводящие к действию устройства резервирования отказа выключателя (УРОВ) с соответствующим увеличением длительности КЗ в РУ с многократным присоединением элементов. Практически можно учитывать лишь последние из указанных отказов выключателей, т. е. вызывающие увеличение длительности КЗ.
13. Для всех рассматриваемых режимов и при отказах, названных в п. 1.2, проводятся следующие расчеты:
а)    напряжения прямой последовательности во время КЗ для узлов, от которых происходит непосредственное электроснабжение потребителей. По полученным значениям напряжений и длительности КЗ должны выявляться случаи нарушения работы электроприемников из-за самоотключения, опрокидывания асинхронных и выпадения из синхронизма синхронных двигателей;
б)    локальной устойчивости - электромеханического переходного процесса с продолжительностью в два-три цикла качаний с учетом действия противоаварийной автоматики (АЛАР, САОН, АПНУ и пр.). Отказы этой автоматики должны учитываться лишь при решении задачи выбора рациональной степени ее надежности или при оценке живучести системы. При сохранении динамической устойчивости в результате расчета выявляются дефициты мощности, если имеют место отключение генераторов или разгрузка турбин, а также мощности нагрузок по узлам, отключенных САОН, а при нарушении устойчивости и действии АЛАР - дефициты мощности в каждой из выделившихся частей сети (системы);
в)    глобальной устойчивости ЕЭЭС при потере генерирующей мощности или при нарушении локальной устойчивости. Исходными для данного расчета являются результаты расчета локальной устойчивости;
г) послеаварийного установившегося режима, найденного с учетом действия регуляторов скорости турбин, частотного пуска гидрогенераторов, регуляторов или ограничителей перетоков мощности или рассматриваемой сети в целом или ее частей при нарушении динамической устойчивости, т. е. напряжений в узлах нагрузки, загрузки линий и ограничений потребителей, вводимых диспетчером для восстановления нормальных уровней напряжения и разгрузки перегруженных линий. В расчете должны учитываться возможные нарушения работы электроприемников при глубоких посадках напряжения и отключения перегруженных линий при наличии соответствующих защит.
1.4. Расчет частот, глубин и длительностей перерывов электроснабжения должен производиться дифференцированно по причинам, их вызвавшим, характеру и длительности.
Перерывы электроснабжения могут быть обусловлены следующими причинами:
снижением напряжения прямой последовательности при КЗ;
дефицитом мощности с действием САОН, АЧР или ограничением потребителей, вводимым диспетчером;
отделением узлов нагрузки от источников питания;
недопустимым снижением напряжения или перегрузкой линий в послеаварийном режиме с нарушением работы электроприемников или ограничением потребителей по указанию диспетчера.
Кроме того, должен учитываться недоотпуск электроэнергии потребителям при снижении частоты в послеаварийном режиме.
По характеру перерывы следует разделить на:
внезапные - нарушение работы электроприемника при КЗ или в послеаварийном режиме, действие САОН и АЧР, отделение от источников питания;
по указанию диспетчера - дефицит мощности, не приводящий к действию АЧР, недопустимое снижение напряжения или перегрузка линий в послеаварийном режиме.
Длительности перерывов электроснабжения могут быть разделены на четыре группы:
длительность КЗ (с учетом АПВ);
продолжительность оперативных переключений в РУ местным персоналом;
продолжительность оперативных переключений, проводимых выездной бригадой, или восстановление параллельной работы при нарушении устойчивости с действием АЧР и пр.;
длительность ускоренного восстановления линий.
Итоговые показатели надежности нормальных режимов работы электрической сети будут содержать следующие характеристики по каждому из узлов нагрузки:
частоты различных величин снижения напряжения прямой последовательности для каждой из расчетных длительностей КЗ и в установившихся послеаварийных режимах;
частоты полных перерывов электроснабжения узлов с дифференциацией по длительности;
частоты действий ступеней САОН;
частоты действий очередей АЧР;
частоты и величины ограничений электроснабжения по указаниям диспетчера с дифференциацией по длительности;
частоты и величины снижений частоты переменного тока в системе в послеаварийных режимах.
Перечисленные показатели позволяют определить ущерб у потребителей как по отдельным узлам, так и по сети в целом.

¹ Сезонные ограничения для агрегатов тепловых электростанций связаны с обеспечением баланса тепловой нагрузки, для агрегатов ГЭС — с периодом паводка, когда вывод агрегатов в ремонт приводит к дополнительному холостому сливу воды, для сетевого оборудования — с грозовым периодом или с периодом низких температур, гололеда.

ВТОРОЙ ЭТАП РАСЧЕТА

1. Расчет надежности ремонтных режимов необходим для планирования ремонтов элементов электрических сетей, в первую очередь линий электропередачи, а также для режимной проработки конкретных ремонтных заявок. Для повышения надежности ремонтных режимов может оказаться экономически целесообразной разгрузка сети не только за счет перераспределения мощности между электростанциями, но в отдельных частных случаях и за счет ограничения потребителей.

При невыполнении в срок плановых ремонтов необходимо считаться со снижением надежности соответствующих элементов (повышением частоты отказов) и, следовательно, со снижением надежности нормальных режимов работы.
При составлении ремонтных схем электрической сети во многих случаях можно ограничиться учетом лишь ремонтов линий электропередачи - предупредительных и аварийных. При определении режимов работы в ремонтных схемах должна учитываться возможность проведения предупредительных ремонтов в периоды с малой нагрузкой и благоприятными атмосферными условиями.

1. В качестве расчетных в ремонтных режимах рассматриваются отказы элементов, входящих в локальную группу этого режима.

 Локальные группы для каждой из ремонтных схем формируются на основе результатов расчетов соответствующих установившихся послеаварийных режимов (см. п. 13, г) по признакам ’’взаиморезервирования” и ’’взаимосвязи по напряжению или углу”.
По первому признаку в локальную группу данной ремонтной схемы входят все линии, увеличение нагрузки которых в послеаварийном режиме превысило заданное значение, а также все элементы, отказы которых в нормальной схеме приводят к увеличению нагрузки линии, отключаемой в рассматриваемой ремонтной схеме, на заданное значение (примерно 10 - 20%).
По второму признаку в локальную группу входят все элементы, отказы которых приводят к снижению напряжения или возрастанию угла в тех же соответственно узлах или транзитных электропередачах, что и в данной ремонтной схеме.

1. При определении частот отказов элементов, входящих в локальные группы, необходимо считаться со снижением частот отказов линий во время предупредительных ремонтов других линий за счет проведения их при благоприятных атмосферных условиях. Здесь не нужно учитывать отказы выключателей при оперативных переключениях, а также одновременные отключения двух систем сборных шин РУ из-за их взаимосвязанности. Для ремонтных послеаварийных режимов при отказах линий, обусловленных неблагоприятными атмосферными условиями, необходимо считаться с увеличением частот отказов других линий из-за плохой погоды.
2. Расчеты устойчивости и установившегося послеаварийного режима при отказах элементов локальных групп выполняются аналогично расчетам п. 1.3.
3. Определение частот, глубин и длительностей перерывов электроснабжения, недоотпуска электроэнергии и ущерба у потребителей в электрической сети выполняется так же, как и в нормальных режимах (см. п. 1.4), но с дополнительным учетом времени аварийной готовности для режимов с предупредительными ремонтами линий электропередачи.

В заключение отметим, что поскольку вероятность отказа выключателей при проведении оперативных переключений в РУ повышена по сравнению со статическим состоянием, то в отдельных случаях может быть целесообразно дополнительное проведение оценки надежности в режиме переключения. Для этого должны быть определены частоты отказов выключателей, на которых или в ячейках которых производятся переключения, и выполнены расчеты по пп. 1.3 и 1.4.
Как уже указывалось, надежность основных системообразующих электрических сетей можно оценить по частотам и интенсивностям действий противоаварийной автоматики (АПНУ, АЧР) с учетом снижения частоты переменного тока при несбалансированном отключении мощности генераторов и нагрузки (ОГ и ОН). При этом должны рассматриваться отказы элементов как самой основной сети, так и приводящие к набросам мощности на межсистемные связи. Соответствующая модель, предназначенная для оценки надежности на ЭВМ, описывается в [28].

Рис. 4.1. Структура модели для оценки надежности основных электрических сетей

Для оценки надежности при отказах линий и в РУ основных сетей может использоваться математическая модель, укрупненные блоки которой показаны на рис. 4.1.
В блоке 1 задается исходная схема сети и производится расчет рассматриваемого режима. Блок 2 предназначен для формирования послеаварийной схемы .при отказах воздушных линий (ВЛ) или электроустановок в РУ. Элементы (линии, генераторы), отключаемые при отказах в РУ, выявляются предварительно блоком 3. В нем для оценки надежности РУ могут быть использованы упрощенная или полная модели отказов выключателей, описанные в § 4.2 и 4.3. При формировании послеаварийной схемы предусмотрены возможности ее разделения на части и потери генерирующей мощности в узлах. В блоке 4 выполняется расчет послеаварийного режима с учетом действия АПНУ. Предусмотрена возможность моделирования автоматики либо существующей, в том числе и проектной, либо балансирующего действия с поправкой на динамику, т. е. с учетом необходимости увеличения интенсивности разгрузки для обеспечения динамической устойчивости, по сравнению с требуемой по условию статической устойчивости послеаварийного режима. Для расчета установившихся режимов используются высоконадежные модификации методов ньютоновского типа. И, наконец, в блоке 5 подсчитываются показатели надежности в виде частот и величин недоотпуска мощности потребителям (отключенным автоматикой либо из-за снижения частоты).
Эта модель реализована в программно-вычислительном комплексе (ПВК) анализа надежности и режимов электрических сетей (АНАРЭС) [27, 29, 30] для персональных ЭВМ типа IBM PC. Предельный объем анализируемой сети 400 узлов и 600 ветвей — версия 1, 4000 узлов и 6000 ветвей - версия 2. ПВК широко используется в научных, проектных и эксплуатационных организациях России и СНГ, а также в Венгрии и Монголии.