V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J

V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)
Podstawowe definicje
1
System elektroenergetyczny – sieci elektroenergetyczne wraz z przyłączonymi do nich urządzeniami
do wytwarzania lub pobierania energii elektrycznej, współpracujące na ściśle określonych zasadach, zdolne
do trwałego utrzymywania określonych parametrów niezawodnościowych i jakościowych dostaw energii
elektrycznej oraz spełniania warunków obowiązujących we współpracy z innymi połączonymi systemami.
System elektroenergetyczny stanowi zatem zbiór połączonych i współpracujących ze sobą urządzeń i
2
instalacji do wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, rozdzielania i odbioru energii elektrycznej, a
częściowo także wytwarzania ciepła w elektrociepłowniach. Obejmuje on określony obszar działania i często
jest centralnie kierowany (a przynajmniej koordynowany); w skład systemu wchodzą elektrownie, sieci
elektroenergetyczne i układy odbiorcze, zwane też odpowiednio podsystemami (systemami): wytwórczym,
przesyłowym, rozdzielczym, odbiorczym. SEE zwykle obejmuje swym zasięgiem terytorium całego kraju, zaś
kolejnym etapem rozwoju systemu jest łączenie go z systemami państw sąsiednich, co umożliwia wymianę
energii elektrycznej i daje znaczne korzyści ekonomiczne.
Sieć elektroenergetyczna - zbiór urządzeń powiązanych funkcjonalnie i połączonych elektrycznie,
przeznaczonych do przesyłania, przetwarzania i rozdzielania na określonym terytorium wytworzonej w
elektrowniach energii elektrycznej oraz do zasilania nią odbiorców. Sieci elektroenergetyczne składają się z
linii elektroenergetycznych i stacji elektroenergetycznych. Ze względu na rodzaj prądu elektrycznego,
będącego nośnikiem energii, rozróżnia się sieci prądu przemiennego (o częstotliwości 50 Hz lub 60 Hz – np.
w USA i Japonii) oraz sieci prądu stałego (linie elektroenergetyczne służące do przesyłania energii na
znaczne odległości i/lub sprzęgania różnych systemów oraz sieci mające charakter lokalny i stosowane w
elektrowniach lub zakładach przemysłowych). Ze względu na ich funkcję w procesie dostawy energii sieci
elektroenergetyczne dzieli się na przesyłowe (w Polsce 220 kV, 400 kV, 750 kV), przeznaczone do
przesyłania dużych energii na znaczne odległości i realizacji powiązań między systemami
elektroenergetycznymi (krajowa sieć
przesyłowa jest eksploatowana przez Polskie Sieci
Elektroenergetyczne Operator S.A.) i rozdzielcze (w Polsce 110 kV i niższych napięć), zapewniające
rozdzielanie energii i dostarczanie jej do odbiorców (w Polsce sieci rozdzielcze są eksploatowane przez
operatorów systemów dystrybucyjnych).
3
4
Sieć przesyłowa - sieć służąca do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej, w Polsce o napięciu
wyższym niż 110 kV.
Sieć rozdzielcza - sieć służąca do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej, w Polsce o napięciu
nie wyższym niż 110 kV.
System przesyłowy - w Polsce jest to sieć służąca do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej, o
napięciu wyższym niż 110 kV (sieć przesyłowa) wraz z jednostkami wytwórczymi pracującymi na tę sieć.
Z pojęciami systemu elektroenergetycznego i sieci elektroenergetycznych są związane pojęcia
struktury i konfiguracji.
Struktura systemu (sieci) – para uporządkowana zbiorów S = 〈U, K〉, gdzie U – zbiór urządzeń, K – zbiór
relacji połączeń wzajemnych tych urządzeń, czyli zbiór konfiguracji.
Na potrzeby tej pracy przez strukturę systemu rozumie się jednoznacznie określony układ połączeń
(topologia, struktura topologiczna) wyróżnionych elementów systemu (linii, transformatorów, łączników,
sekcji szyn zbiorczych) wraz z parametrami tworzących system urządzeń. Konfiguracja natomiast, to
jednoznacznie określona konfiguracja danej struktury systemu, otrzymana przez wyłączenia i przełączenia
dokonane w zbiorze elementów. Danej strukturze systemu odpowiada więc skończony zbiór konfiguracji.
Zapis topologii struktury (konfiguracji) systemu odbywa się zwykle za pomocą grafu G = 〈X, R〉, gdzie
X jest skończonym zbiorem elementów zwanych węzłami (wierzchołkami), a R zbiorem relacji
dwuargumentowych X×X, zwanych relacjami incydencji (łuki, gałęzie). Węzłem może być dowolny
wyróżniony punkt układu (sekcje szyn w rozdzielniach, zaciski generatorów, transformatorów i łączników,
punkty rozgałęzień). Gałęziami grafu mogą być odcinki linii, łączniki, transformatory dwuuzwojeniowe,
elementy schematu zastępczego autotransformatorów, dławiki lub zbiory wymienionych elementów.
Dla zapewnienia porównywalności wyników obliczeń sieciowych, np. rozpływu mocy, zachodzi potrzeba
posługiwania się pewnym wspólnym standardem co do zapisu danych sieciowych. Taki standard
wypracował IEEE tworząc format IEEE dla zapisu danych rozpływu mocy.
Jednostka wytwórcza - zespół urządzeń służących do wytwarzania energii elektrycznej.
Przedsiębiorstwo energetyczne - podmiot gospodarczy prowadzący działalność gospodarczą w
zakresie wytwarzania, przetwarzania, magazynowania, przesyłania oraz dystrybucji paliw lub energii lub
obrotu nimi.
1
2
3
4
Sieci - instalacje połączone i współpracujące ze sobą, służące do przesyłania i dystrybucji paliw lub energii, należące do
przedsiębiorstw energetycznych [159].
System elektroenergetyczny to oczywiście również infrastruktura niezbędna dla jego prawidłowego funkcjonowania w warunkach
normalnych i awaryjnych, w tym algorytmy, procedury i programy w obszarze zabezpieczeń, sterowania pracą i reagowania w
stanach nienormalnych.
Przesyłanie - transport paliw lub energii za pomocą sieci [159].
Dystrybucja - rozdział i dostarczanie do odbiorców paliw lub energii za pomocą sieci.
1
V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)
Przedsiębiorstwo sieciowe - przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą w
zakresie przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej.
Operator - operator systemu przesyłowego lub operator systemu rozdzielczego.
Operator systemu przesyłowego - przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na
przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej za pomocą sieci przesyłowej, odpowiedzialne za ruch,
utrzymanie i rozwój tej sieci oraz połączeń sieci przesyłowej z innymi sieciami, zapewniające
bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej.
Operator systemu rozdzielczego - przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na
przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej za pomocą sieci rozdzielczej, odpowiedzialne za ruch,
utrzymanie i rozwój tej sieci oraz połączeń sieci rozdzielczej z innymi sieciami, zapewniające
bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej.
Ciągłość dostawy lub odbioru - zdolność sieci przesyłowej lub rozdzielczej do zapewnienia
uzgodnionego w umowie poziomu dostawy lub odbioru mocy i energii elektrycznej o określonej jakości i
niezawodności.
Jakość energii - zbiór parametrów energii elektrycznej decydujących o jej walorach użytkowych.
Niezawodność sieci - zdolność sieci przesyłowej lub rozdzielczej do dostawy lub odbioru mocy i
energii elektrycznej w określonych warunkach, miejscu i czasie.
Węzeł sieci - punkt łączący trzy lub więcej gałęzie sieci.
Punkt dostawy lub odbioru energii - określony w umowie punkt dostawy lub odbioru energii do lub z
sieci przesyłowej lub rozdzielczej przez użytkownika tej sieci.
Niezawodność w węźle sieci - zdolność do zapewnienia dostawy lub odbioru energii w określonym
węźle systemu elektroenergetycznego, zależna głównie od struktury węzła (liczba linii, rodzaj stacji) i
struktury sieci.
Niezawodność w punkcie dostawy lub odbioru - uzgadniane z użytkownikiem sieci (prognozowane)
lub obserwowane parametry niezawodności dostaw lub odbioru energii.
Przerwa w dostawie lub odbiorze energii elektrycznej - brak możliwości dostawy lub odbioru energii i
mocy elektrycznej w danym węźle sieci.
Przerwa krótkotrwała - przerwa likwidowana przez automatykę zakłóceniową o czasie działania tej
automatyki - w zasadzie poniżej 10 sekund.
Przerwa długotrwała - przerwa, której likwidacja wymaga przełączeń przez obsługę lub usunięcia
skutków awarii (naprawa w miejscu awarii).
Przerwa planowana - przerwa długotrwała na realizację prac konserwacyjnych i remontowych, o której
użytkownicy sieci są powiadamiani z odpowiednim wyprzedzeniem, zgodnie z postanowieniami umowy.
Przerwa awaryjna - przerwa długotrwała spowodowana awariami i zakłóceniami w sieci.
Ograniczenia w dostawie energii elektrycznej - brak możliwości poboru lub dostawy energii i mocy
elektrycznej w ilościach uzgodnionych wcześniej między dostawcą i odbiorcą w punkcie dostawy lub odbioru
energii.
Zgodnie z ustawą “Prawo Energetyczne” przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i
dystrybucją paliw lub energii do odbiorców mają obowiązek:
• utrzymywać zdolność urządzeń, instalacji i sieci do realizacji dostaw paliw lub energii w sposób ciągły i
niezawodny, przy zachowaniu obowiązujących wymagań jakościowych;
• zapewniać wszystkim podmiotom, na zasadzie równoprawnego traktowania, świadczenie usług
przesyłowych polegających na przesyłaniu paliw lub energii od wybranego przez te podmioty dostawcy
paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła, na zasadach i w zakresie określonych w ustawie;
świadczenie usług przesyłowych odbywa się na podstawie umowy o świadczenie usług przesyłowych,
zwanej „umową przesyłową”. Świadczenie usług przesyłowych nie może obniżać niezawodności
dostarczania oraz jakości paliw lub energii poniżej poziomu określonego odrębnymi przepisami, a także
nie może powodować niekorzystnej zmiany cen oraz zakresu dostarczania paliw lub energii do innych
podmiotów przyłączonych do sieci. Umowy przesyłowe powinny zawierać postanowienia dotyczące: ilości
przesyłanych paliw gazowych, energii elektrycznej albo ciepła oraz miejsca ich dostarczania, standardów
jakościowych, warunków zapewnienia niezawodności i ciągłości dostarczania.
Wspomniane wyżej odrębne przepisy, w odniesieniu do energii elektrycznej, to Rozporządzenie
Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu
elektroenergetycznego, zwane w skrócie “rozporządzeniem systemowym”.
Struktura, zadania i parametry niezawodnościowe elektroenergetycznych systemów sieciowych
Strukturę sieci tworzącej system elektroenergetyczny (a w szczególności KSE) można rozpatrywać
pod względem:
• funkcjonalnym,
• operatorskim,
• własnościowym.
2
V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)
Ze względów funkcjonalnych rozróżnić trzeba: sieć zamkniętą i sieci otwarte (promieniowe i
magistralne). Sieć zamkniętą definiuje się jako sieć, w której przepływy energii elektrycznej zależą przede
wszystkim od rozłożenia wytwarzania na jednostki wytwórcze oraz nie zależą wyłącznie od jednego
operatora. Sieć zamknięta ma zadanie zapewniania zasilania odbiorców końcowych lub sieci otwartych
niższego poziomu napięciowego w KSE na warunkach standardowych niezależnie od odległości od źródeł
wytwórczych. W sieci zamkniętej jest możliwość zasilania każdego odbiorcy, co najmniej z dwóch
niezależnych źródeł. W sieciach otwartych, zwanych również dystrybucyjnymi, przepływy energii zależą
przede wszystkim od poboru energii przez odbiorców.
Sieć zamknięta obejmuje sieć łączącą punkty zasilania sieci (PZS) z punktami wyjścia z sieci (PWS).
Sieć wielooczkowa zamknięta stanowi tę część sieci, która decyduje o utrzymaniu zdolności KSE do
realizacji dostaw energii elektrycznej w sposób niezawodny, przy spełnieniu określonych wymagań
jakościowych. Sieć zamkniętą dla potrzeb planowania i prowadzenia ruchu modeluje się jako zbiór punktów
wyjścia z sieci (PWS) i punktów zasilania (PZS), w których energia wypływa lub wpływa z/do sieci
zamkniętej, połączonych elementami liniowymi (EL).
Przepływy energii w sieci zamkniętej zależą od wielu czynników, zasadniczo od rozkładu generacji tj.
ilości energii wpływającej do sieci w poszczególnych PZS. W rynkowej, zdecentralizowanej
elektroenergetyce decyzje, które źródła będą wytwarzać energię w danej godzinie zależą przede wszystkim
od umów sprzedaży energii. Wypływ energii z sieci zamkniętej w PWS jest wynikiem poboru energii przez
odbiorców końcowych i w warunkach normalnych nie jest on sterowany przez operatorów sieciowych (poza
szczególnymi przypadkami).
Kryteria, standardy i parametry w sieci zamkniętej ustala się dla:
a) PZS jako związane przede wszystkim z charakterystykami technicznymi przyłączanych urządzeń,
regulacją rozpływów mocy w sieci oraz standardami zapewniającymi równoprawny dostęp do sieci przez
wytwórców.
b) PWS jako związane przede wszystkim z zapewnieniem zdolności do niezawodnych dostaw energii
elektrycznej o odpowiedniej jakości do odbiorców końcowych.
c) Elementów liniowych, w tym węzłów sieciowych nie będących PZS lub PWS, jako związane z ich
charakterystykami technicznymi oraz regulacją rozpływów mocy w sieci.
d) Całej sieci zamkniętej jako związane z zapewnieniem stanu KSE gwarantującego bezpieczeństwo
dostaw energii elektrycznej.
Sieć zamknięta dzieli się operacyjnie na:
a) sieć o napięciu powyżej 110 kV zwaną dalej siecią przesyłową,
b) sieć o napięciu 110 kV zwaną siecią rozdzielczą koordynowaną przez OSP.
Podstawowe zadania sieci przesyłowej są następujące:
• Dostarczanie odbiorcom mocy i energii o odpowiedniej jakości; przy czym odbiorcą jest także sieć
niższego stopnia napięciowego.
• Wyprowadzenie mocy z elektrowni.
• Użytkowanie połączeń międzypaństwowych i międzysystemowych do wymiany mocy.
Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze mają głównie za zadanie rozdział energii elektrycznej pomiędzy
odbiorców.
Zadaniem systemu rozdzielczego (dystrybucyjnego) jest pobranie energii z głównych punktów
zasilających (punktów wyjścia z sieci przesyłowej – PWS) i dostarczenie jej do odbiorców końcowych przy
spełnieniu określonych wymagań jakościowych, co do napięcia, częstotliwości, harmonicznych, migotania,
itp. Oczekuje się również, że powinno to być uzyskane przy akceptowalnym poziomie niezawodności, tj. przy
utrzymaniu liczby i czasu trwania wyłączeń bądź ograniczeń odbiorców na rozsądnie niskim poziomie. Może
to być ekonomicznie dość trudne do osiągnięcia, szczególnie na niższych poziomach napięcia i w sieciach
wiejskich, ponieważ ten system zwykle zawiera pojedyncze napowietrzne linie promieniowe, które są
narażone na niekorzystne warunki środowiskowe. Stąd narażone są one na zakłócenia i częste wyłączenia
długotrwałe. Na pierwszy rzut oka wykorzystanie źródeł lokalnych mogłoby się wydawać lekarstwem na
zmniejszenie liczby i czasu trwania wyłączeń doświadczanych przez odbiorców, ale, chociaż jest to zawsze
możliwe teoretycznie i ma miejsce w praktyce w niektórych systemach, w innych nie spowoduje
natychmiastowego polepszenia z powodu innych technicznych ograniczeń operacyjnych i bezpieczeństwa.
Jako kryterium oceny niezawodnościowej sieci elektroenergetycznej można przyjąć:
A. Zestaw wskaźników (miar) niezawodności, które nie zawsze są bezpośrednio powiązane ze sobą i
charakteryzują wszystkie lub wybrane zadania spełniane przez sieć. Są one zwykle wyznaczane dla
poszczególnych węzłów sieci (wskaźniki węzłowe) lub dla całego systemu lub obszaru (wskaźniki
systemowe).
B. Miarę syntetyczną, która sprowadza do jednego czynnika wszystkie skutki niewłaściwego spełnienia
różnych zadań przez rozpatrywaną sieć.
Najbardziej poprawne jest podejście B. Taką miarą jest całkowity koszt spowodowany zawodnym działaniem
sieci elektroenergetycznej. Można ten koszt wyznaczyć na podstawie:
1) szczegółowych rozważań skutków przerw i oszacowania kosztu zawodności,
3
V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)
2) orientacyjnych rozważań, w których wszystkie skutki przerw zasilania określa się wartością nie
dostarczonej odbiorcom energii.
Należy podkreślić, że zazwyczaj aby wyznaczyć koszt spowodowany zawodnym działaniem sieci
elektroenergetycznej trzeba wcześniej obliczyć wartości wskaźników niezawodności, a zatem podejścia A i B
nie są niezależne.
Metody obliczeniowe i narzędzia komputerowe do prognozowania niezawodności
systemów przesyłowych i rozdzielczych
Ogólna charakterystyka metod obliczeniowych i programów komputerowych
Najważniejsze z narzędzi komputerowych do analizy niezawodności systemów przesyłowych (poziom
hierarchiczny HL II systemu elektroenergetycznego) i/lub systemów dystrybucyjnych to:
• CREAM, opracowany przez EPRI (Electric Power Research Institute), USA (podejście symulacyjne).
• TRELSS - EPRI, USA (podejście analityczne).
• PROCOSE – Ontario Hydro, Kanada (podejście analityczne).
• NIEZ – Instytut Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej, Polska (podejście
analityczne).
• ZuBer - Saarbrücken TU, Niemcy (podejście analityczne).
• COMPASS – UMIST (University of Manchester Institute of Science and Technology), Wielka
Brytania (podejście symulacyjne).
• TPLAN – PTI, USA (podejście analityczne).
• GRARE – CESI, Włochy (podejście symulacyjne).
Ich zbiorczą charakterystykę zestawiono w tablicy 5.2. Dalej zostaną omówione bardziej szczegółowo
(w tym zastosowane metody obliczeniowe) dwa z nich: NIEZ i TRELSS.
Tablica 5.2. Charakterystyka programów do oceny niezawodności SEE
Program
Charakterystyka, uwagi, ograniczenia
Podejście symulacyjne, losowanie dyspozycyjności elementów systemu, zlinearyzowany rozpływ mocy, programowanie
CREAM
liniowe, oblicza wskaźniki LOLP, EPNS dla systemu i węzłów, pozwala na ocenę wrażliwości obliczanych wskaźników.
Reprezentacja obciążenia systemu: maksymalnie dziesięć przypadków bazowych (poziomów obciążenia); mogą być
wszystkie dostarczone przez użytkownika lub TRELSS może wygenerować niższe przypadki bazowe na podstawie
przypadku szczytowego (dla obciążenia maksymalnego) dostarczonego przez użytkownika. Ponowny rozdział obciążeń
na generatory: dostępne trzy metody – wg marginesu mocy, wg współczynników udziału i rozdział określony w pliku
danych rozpływu mocy. Analiza grup zabezpieczeń: automatyczna identyfikacja grup zabezpieczeń przy wykorzystaniu
śledzenia sieci, obliczanie wpływu na niezawodność wyłączeń spowodowanych przez grupy zabezpieczeń podczas
TRELSS
chwilowych lub trwałych zakłóceń. Głębokość stanów zakłóceniowych: do sześciu jednocześnie wyłączonych
elementów; dwie gałęzie i cztery jednostki wytwórcze wybierane przez automatyczną selekcję; dowolna kombinacja, do
sześciu, przez ręczną selekcję. Max liczba analizowanych stanów zakłóceniowych: do 6⋅104 (wersja 5.1), do 106
(wersja 6.1). Rozwiązanie rozpływu mocy: dostępne są metody prądu stałego i przemiennego (metoda rozłączna). Typy
zakłóceń systemowych (kryteria stanu awaryjnego): przeciążenia gałęzi; wysokie, niskie napięcia węzłowe; odchylenia
napięć węzłowych; rozbieżny rozpływ mocy; podział systemu; ograniczenie mocy dostarczanej.
Modelowanie jednostek wytwórczych deterministyczne lub probabilistyczne, wykonywany jest ekonomiczny rozdział
obciążeń, można modelować dowolną liczbę stanów zakłóceniowych oraz zamodelować kształtowanie obciążenia (DSM),
PROCOSE
otrzymuje się rozkłady prawdopodobieństw mocy generowanych i przepływów. Rozpływ mocy obliczany metodą
stałoprądową, ograniczenia napięciowe i stabilnościowe są liczone poza programem.
W zasadzie przeznaczony do analizy niezawodności sieci, chociaż uwzględnione są również jednostki wytwórcze.
NIEZ
Możliwość odwzorowania pełnej struktury sieci (wraz z układem stacji). Analizowana jest jedynie niezawodność
strukturalna (bez liczenia rozpływu mocy). Obliczane są wskaźniki dla poszczególnych węzłów systemu: D, Ta, Q.
Słabo odwzorowuje jednostki wytwórcze. Tworzy model sieci, który pozwala na modelowanie procesów uszkodzeń jako
procesów Markowa, wybiera takie kombinacje wyłączeń, których prawdopodobieństwo jest wyższe od wartości zadanej.
ZuBer
Analiza rozpływu metodą stałoprądową lub przy wykorzystaniu modelu transportowego. Oblicza wskaźniki niezawodności
dla węzłów i całej sieci.
Podejście symulacyjne, uszkodzenia mogą być rozpatrywane jako niezależne, wielostanowe lub mające wspólną
przyczynę. Rozpływ mocy obliczany metodą stałoprądową, nie uwzględnia ograniczeń napięciowych i mocy biernej. W
COMPASS
przypadku podziału systemu na części obliczenia zostają zawieszone. Obliczane są wskaźniki dla węzłów i systemu w
postaci wartości oczekiwanych, odchyleń standardowych, przedziałów ufności i rozkładów
Analiza deterministyczna i probabilistyczna, identyfikacja elementów w których wystąpiły przekroczenia, określenie ich
wielkości, częstości wystąpienia i czasu trwania zakłóceń, obliczenie ilości i kosztu niedostarczonej energii. Uwzględnia
TPLAN
możliwości zmiany rozpływu mocy przez regulację przesuwników fazowych lub nastawy urządzeń FACTS w celu
wyeliminowania stanów, w których występują przekroczenia. Oblicza częstości awarii lokalnych i systemowych oraz
średnie czasy ich trwania.
Wykorzystuje programowanie nieliniowe, metody Monte Carlo, uwzględnia wymianę między systemami, oblicza EPNS,
GRARE
koszty paliwa.
Metodyka i program NIEZ
W Instytucie Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej opracowano model
powstawania i rozprzestrzeniania się zakłóceń w sieci elektroenergetycznej. Model ten daje z jednej strony
wyniki z dokładnością wystarczającą do obliczeń prognostycznych, a z drugiej jest dostosowany do
możliwości uzyskania danych statystycznych.
W oparciu o opracowany model powstawania, rozprzestrzeniania się i usuwania zakłóceń opracowano
algorytm obliczeń dostosowany do dostępnych danych statystycznych o awaryjności elementów sieci.
4
V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)
Algorytm obliczeń uwzględnia najważniejsze czynniki wpływające na układ pracy sieci, możliwości zasilania i
rezerwowania. Wynika stąd konieczność uwzględnienia:
zapotrzebowania na moc pobieraną ze stacji odbiorczej, zużycia energii oraz ewentualnie
zmienności mocy;
wytwarzania mocy w elektrowniach i ewentualnie jej zmienności;
możliwości rezerwowania węzłów odbiorczych sieci przesyłowej ze strony sieci podrzędnego
napięcia;
częściowego ograniczenia mocy węzłów odbiorczych.
Zakłócenia powstające w sieci przesyłowej mogą spowodować dla stacji odbiorczych następujące skutki:
I.
Pozbawienie zasilania wybranych stacji odbiorczych na skutek przerwania połączeń ze stacjami
zasilającymi.
II. Częściowe ograniczenie zasilania wybranych stacji odbiorczych w wyniku:
• Powstania deficytu mocy w rejonach sieci przesyłowej wydzielonych na skutek zakłócenia.
• Przeciążenia linii przesyłowych (lub transformatorów). W celu zlikwidowania przeciążenia
konieczne jest ograniczenie mocy w wybranych stacjach odbiorczych, a w ostateczności nawet
wyłączenie stacji.
Proponowany model umożliwia uzyskanie dla każdej stacji odbiorczej oraz dla wybranych kombinacji
stacji odbiorczych następujących wskaźników:
A)
Dla przypadków całkowitego pozbawienia zasilania stacji odbiorczych:
• oczekiwana liczba przerw w zasilaniu,
• współczynnik niezdatności funkcyjnej,
• oczekiwana wielkość niedostarczonej energii w analizowanym okresie;
• rozkłady liczby przerw oraz ich czasów trwania;
B)
Dla przypadków częściowego ograniczenia zasilania stacji odbiorczych:
oczekiwana liczba ograniczeń,
oczekiwana wielkość nie dostarczonej energii w wyniku ograniczeń.
Metodyka i program TRELSS
Metodyka analizy i oceny niezawodności zastosowana w opracowanym przez EPRI programie
TRELSS (Transmission Reliability Evaluation for Large Scale Systems) należy do grupy metod
analitycznych. Program ten wraz z całą metodyką VBTRA (Value-Based Transmission Reliability Approach)
został wdrożony w Polskich Sieciach Elektroenergetycznych S.A.
W modelu TRELSS wykorzystuje się podejście polegające na utworzeniu wykazu możliwych stanów
zakłóceniowych, wyborze i analizie stanów zagrożenia dla określonych warunków (kryterium) awarii
(niesprawności) systemu i obliczeniu wskaźników niezawodności. Do oceny niezawodności zastosowano
efektywny ranking stanów zagrożenia, bazujący na przeciążeniach elementów i analizie warunków
napięciowych dla wielu poziomów mocy obciążenia, obliczanie rozpływu mocy metodą stałoprądową lub
rozłączną zmiennoprądową, programowanie liniowe do optymalizacji działań restytucyjnych (zmiana
rozdziału obciążenia między jednostki wytwórcze, włączanie boczników równoległych, regulacja za pomocą
autotransformatorów, zmiana położenia zaczepów transformatorów, 3 klasy ograniczania obciążenia)
podejmowanych dla zmniejszenia zagrożenia dla systemu.
Przy ocenie niezawodności zastosowano trzy podejścia (tryby analizy):
o oparte na analizie problemów systemu (System Problem Approach), z podejmowaniem lub bez
podejmowania działań restytucyjnych (zaradczych);
o oparte na analizie możliwości (zdolności) systemu (Capability Approach);
o oparte na symulacji działania systemu w przypadku zadanych stanów zakłóceniowych
(Simulation Approach).
W programie TRELSS można też modelować działanie automatyki przez tzw. grupy zabezpieczeń i
sterowania (Protection and Control Group) i odwzorowywać sytuacje, gdy awaria elementu układu
przesyłowego, wskutek nieprawidłowego działania zabezpieczeń lub wyłączników, prowadzi do wyłączenia
grupy elementów.
Obliczanie wskaźników niezawodności w podejściu bazującym na analizie problemów systemu
(System Problem Approach) odbywa się na podstawie listy stanów zakłóceniowych (contingency), przy czym
maksymalna głębokość zakłócenia to sześć jednocześnie wyłączonych (niedyspzycyjnych) elementów (4
generatory i 2 gałęzie). Celem tego podejścia jest identyfikacja potencjalnych przekroczeń systemowych
(przeciążeń i odchyleń napięć). Stan zakłóceniowy powodujący problemy systemowe jest identyfikowany
jako stan zagrożenia, stan awaryjny. Nie jest on już kombinowany z odstawieniami innych elementów,
jednak program uwzględnia głębsze stany zakłóceniowe przy założeniu, że nie powiększają one trudności
systemowych i ograniczeń mocy. Podejmowanie działań restytucyjnych (zaradczych) jest w podejściu
„System Problem” opcjonalne. Dla każdego stanu zakłóceniowego są pomijane dyspozycyjności sprawnych
elementów.
W podejściu bazującym na analizie problemów systemu obliczenia prawdopodobieństw i częstości
stanów awaryjnych odbywa się jak pokazano wyżej. Stany awaryjne są identyfikowane jako wynik
5
V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)
pogorszonych stanów wystarczalności (z większą liczbą niedyspozycyjnych elementów), co w większości
przypadków oznacza, że odnowa dowolnego elementu prowadzi do stanu wystarczalności (sprawności)
systemu, a także znaczy że większość tak wybranych stanów zakłóceniowych to stany typu minimalnych
przekrojów (typu „B”). Tak więc sposób obliczania prawdopodobieństw i częstości stanów zastosowany w
tym podejściu jest (według autorów programu TRELSS) ekwiwalentem metody minimalnych przekrojów,
wykorzystywanej przy ocenie niezawodności strukturalnej.
Obliczanie prawdopodobieństw i częstości stanów awaryjnych w podejściu bazującym na analizie
zdolności systemu (System Capability Approach) pozwala na uniknięcie podwójnego liczenia, które może
jednak wystąpić w podejściu bazującym na analizie problemów systemu. W tym podejściu są podejmowane
działania restytucyjne (zaradcze) w stanach zagrożenia a analiza stanów zakłóceniowych nie podlega
ograniczeniom występującym w podejściu „System Problem”. Analiza głębszych stanów zakłóceniowych
może zacząć się od stanu sprzed zastosowania działań restytucyjnych lub od stanu po ich zastosowaniu pozwala to na dokonanie mniej lub bardziej pesymistycznej oceny ograniczeń mocy dostarczanej odbiorcom.
Wyłączenia mające wspólną przyczynę (common mode outages) są w modelu TRELSS traktowane
jak wyłączenia pojedynczych elementów, przy czym program je odpowiednio interpretuje. Dla przykładu, jeśli
elementy 1 i 2 podlegają takim wyłączeniom to jednoczesne wyłączenie elementów 1, 2 i 3 może być
interpretowane jako nałożenie się 3 jednoczesnych, niezależnych wyłączeń, lub jako nałożenie się zdarzeń
(12) i 3, gdzie (12) jest wyłączeniem mającym wspólną przyczynę. Jeśli wyłączenia 3 i 123 są stanami
awaryjnymi program utworzy prawdopodobieństwa: q1q2p3, p1p2p3, q(12)p3, p(12)p3.
W przypadku kilku identycznych generatorów pracujących na te same szyny zbiorcze, których
wyłączenie przy założeniu jednakowego rozdziału obciążenia skutkuje takim samym rozpływem mocy, dla
zmniejszenia nakładu obliczeniowego przy tworzeniu listy stanów zakłóceniowych rozpatrywane jest
wyłączenie tylko jednej reprezentatywnej kombinacji tych generatorów przy dowolnej głębokości stanu
zakłóceniowego.
Modelowanie remontów planowych gałęzi (linii, transformatorów) odbywa się przy następującym
założeniu: Jeśli niedyspozycyjność określonej kombinacji gałęzi skutkuje stanem awaryjnym systemu, żadna
z tych gałęzi nie zostanie odstawiona do remontu planowego gdy jedna lub więcej gałęzi jest już wyłączona.
Podejście „Simulation Approach” zostało zaprojektowane do analizy kaskadowych stanów
5
zakłóceniowych . Użytkownik definiuje zakłócenia inicjujące (listę stanów zakłóceniowych). Każde zjawisko
inicjujące jest analizowane przy pomocy rozpływu mocy i system jest sprawdzany pod względem
nienormalnie wysokich przeciążeń gałęzi i (lub) nienormalnie niskich napięć w węzłach. W węzłach tych jest
dokonywane odcięcie odbiorników i odstawienie generatorów, jak również wyłączenie najbardziej
przeciążonej gałęzi (połączenia). Następnie ponownie wyznacza się rozpływ mocy i system jest sprawdzany
pod względem zaistniałych problemów itd. Ciąg stanów zakłóceniowych kończy się, gdy nie ma problemów
systemowych (za wyjątkiem wysp). Należy zauważyć, że odłączanie odbiorników, odstawianie generatorów,
wyłączanie najbardziej przeciążonej gałęzi (połączenia) jest dokonywane właśnie w tej kolejności. Każde z
tych działań pociąga za sobą wyznaczenie rozpływu mocy, zanim podjęte zostaną pozostałe akcje, jeśli
problemy które je wywołały wciąż trwają. Dostarczone przez użytkownika progi określają głębokość stanów
zakłóceniowych.
Obliczenia niezawodności w TRELSS’ie są oparte na modelu Markowa gałęzi, generatorów i pogody.
Pierwotny dwustanowy model Markowa niezawodności gałęzi i generatorów jest łączony z dwustanowym
modelem Markowa pogody (normalna i zła pogoda), co daje w rezultacie czterostanowy model Markowa,
który dostarcza prawdopodobieństw, że dany element jest sprawny lub uległ awarii w czasie normalnej i złej
pogody. Każdy element w badanym obszarze jest modelowany osobno w celu uproszczenia obliczeń. Dane
niezawodnościowe są wykorzystywane do określenia parametrów modelu (prawdopodobieństw stanu).
Prawdopodobieństwo awarii danej grupy elementów może zostać obliczone na podstawie
prawdopodobieństw awarii poszczególnych elementów w tej grupie.
Dane wymuszonych wyłączeń (awarii) dla gałęzi i zdarzeń zależnych są podane jako częstość i czas
trwania tych wyłączeń osobno dla normalnych i złych warunków pogodowych. Prawdopodobieństwa i czas
trwania odstawień do remontu planowego jest również określone. Dane odstawień wymuszonych
(awaryjnych) generatorów są określone jako prawdopodobieństwo i czas trwania odstawienia.
TRELSS tworzy wiele raportów wyjściowych. Istnieje opcja pozwalająca na wybór raportów
wyjściowych. Raporty wyjściowe TRELSS’a zostały podzielone na siedem grup. Raporty grupy VI dotyczą
wskaźników niezawodnościowych i są zorientowane na tryb obliczeń CAPABILITY. Należą do nich: raport
VI-A (System Indices Reliability Statistics Report), który podaje wskaźniki dotyczące ograniczenia mocy
dostarczanej odbiorcom w skali całego systemu lub obszaru - tzw. systemowe wskaźniki niezawodnościowe;
raport VI-E (Load Bus Summary Reliability Statistics Report) podaje prawdopodobieństwo ograniczenia
mocy dostarczanej odbiorcom, częstość i czas trwania na wystąpienie, niedostarczoną energię i wskaźniki
dotyczące odbiorców w węzłach – węzłowe wskaźniki niezawodnościowe.
5
Podejście to wydaje się być szczególnie użyteczne z uwagi na analizę i zapobieganie tzw. wielkim awariom systemowym, przez które
rozumie się katastrofalne w skutkach, rozległe awarie w systemach elektroenergetycznych, skutkujące pozbawieniem zasilania w
energię elektryczną wielu milionów ludzi, często inicjowane przez pojedyncze, z pozoru nieistotne zdarzenie.
6