АЛГОРИТМ ПЛАНИРОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ НА ОСНОВЕ УЧЕТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЕЕ НАДЕЖНОСТИ

Афанасьев Вячеслав Валерьевич

первый заместитель генерального директора, Филиал ОАО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Юга», г. Пятигорск

E-mail: kvm@stv.runnet.ru

THE ALGORITHM OF POWER SYSTEM PERSPECTIVE DEVELOPMENT PLANNING BASED ON THE POWER SYSTEM RELIABILITY

Vyacheslav Afanasev

 First Deputy General Director, Branch of JSC «so UES «Unified dispatcher control over energy systems of the South», Pyatigorsk

Аннотация

В работе представлен алгоритм планирования перспективного развития электроэнергетической системы на основе анализа ее надежности, который позволяет формировать список вариантов схем планирования перспективного развития электроэнергетической системы. Обосновано, что при перспективном планировании в качестве критериев отказа для оценки надежности необходимо использовать длительно допустимые параметры режима электроэнергетической системы. В работе приведен список вариантов схем планирования развития для Ставропольской электроэнергетической системы, полученный в результате применения разработанного алгоритма.

Abstract

The paper presents an algorithm of perspective development planning of power system based on the analysis of its reliability, which allows you to create a list of perspective development of the electric power system schemes options planning. It is proved that during perspective planning it is nesssry to use the long –term permissible parametrs of power system mode as a failure criteria The list of choices schemes of development planning for the Stavropol territory power system obtained as a result developed algorithm application was presented. It is proved that during perspective planning it is nesssry to use the long –term permissible parametrs of power system mode as a failure criteria

 Ключевые слова: электроэнергетическая система; надежность; планирование перспективного развития.

Key words: electric power system; reliability; perspective development planning.

Введение. Вопросу повышения надежности электроэнергетических систем (ЭЭС) в настоящее время уделяется большое внимание [2, 4, 5, 7]. Вместе с тем, требует рассмотрения вопрос планирования перспективного развития ЭЭС с учетом экономически оправданного уровня надежности в условиях перспективного увеличения нагрузки в системе.

В настоящей работе предложен алгоритм планирования перспективного развития ЭЭС на основе сравнения показателей надежности и затрат на модернизацию схемы ЭЭС для различных вариантов из создаваемого списка схем планирования развития.

Целью настоящей работы является разработка алгоритма планирования перспективного развития электроэнергетической системы с учетом показателей ее надежности.

Выработка рекомендаций по улучшению надежности ЭЭС должна производиться на основе анализа режима работы и состояний, в которых наблюдается выполнение критериев отказа для режимной надежности. Наиболее важными критериями отказа являются: напряжение в узлах ЭЭС, перетоки активной мощности по сечениям и токи в линиях электропередач. Все указанные параметры рассматриваются в установившемся режиме работы ЭЭС. В переходных режимах такие расчеты весьма трудоемки и, как правило, выполняются в достаточно грубых приближениях.

Критерии отказа при расчётах показателей надежности при перспективном планировании должны основываться на максимальных длительно допустимых значениях параметров режима [3, 6]. В то же время аварийные значения параметров режима допустимы только в течение одного часа и могут применяться для расчета надежности существующих ЭЭС.

Рекомендации по перспективному планированию должны быть основаны на устранении нарушений режима ЭЭС, которые наблюдаются в состояниях отказа системы [1]. При планировании необходимо рассматривать не только текущий режим ЭЭС, по возможности наиболее тяжелый (в котором наблюдается близкое к максимуму значение потребляемой и генерируемой мощности), но и перспективное увеличение нагрузки и генерации ЭЭС. В первом приближении возможно использование равномерного увеличения нагрузки и генерации по планируемой ЭЭС. Основное требование при планировании перспективного развития — выполнение баланса генерируемой и потребляемой мощности в системе. То есть при увеличении нагрузки необходимо на соответствующую величину увеличить и генерацию в системе.

Для устранения нарушений параметров режима анализируется каждое состояние отказа системы: определяются места и причины выхода параметров режима за допустимые пределы.

Выбор конкретного решения задачи планирования требует анализа различных вариантов схемы сети с позиции экономической целесообразности и обеспечения требуемой надежности всей системы.

Описание алгоритма перспективного планирования ЭЭС (рисунок 1).

Начало работы алгоритма (блок 1). Формирование исходных данных. (блок 2) Выбирается схема ЭЭС, распределение нагрузки и генерации в ней. Проверяется баланс мощностей и связность схемы (наличие связи между узлами ЭЭС). Проводится проверка режимной надежности по критерию n-1. Определяется вероятность безотказной работы ЭЭС по режимной надежности (блок 3). Затем осуществляется проверка выполнения критерия n-1 (блок 4).

Рисунок 1. Алгоритм планирования перспективного развития ЭЭС

Если критерий не выполняется, то рассматриваются все состояния ЭЭС с отказами, которые группируются по выполнению тех или иных критериев отказа (напряжение в узлах, токи в линиях, перетоки активной мощности в сечениях) (блок 5).

По результатам оценки всех состояний, в которых происходит выполнение критериев отказа по токам в линиях, выявляются районы с нарушениями режима — дефицитные районы (блок 6). Устранение нарушений режима в этих состояниях производится по следующему принципу. Определяется наличие недогруженных транзитных линий, проходящих через дефицитные районы ЭЭС (блоки 7, 8). При наличии линии моделируется подстанция в дефицитном районе (блок 9). Вариант схемы ЭЭС вносится в список вариантов схем перспективного планирования развития ЭСС — список вариантов планирования (блок 10). Он содержит в себе все варианты схемы ЭЭС, которые создаются в результате работы алгоритма. При отсутствии недогруженных транзитных линий, проходящих через дефицитный район, выполняются следующие действия. Просматривается схема сети и выясняется, от какого узла-центра питания мощность поступает в дефицитный район, проверяется наличие и пропускная способность пути питания дефицитного района (блоки 11, 12). Если путь способен передать необходимую мощность, выполняются блоки 13 и 14. Если путь не способен передать необходимую мощность, выполняются блоки 15,16. С учетом проведенных мероприятий проверятся надежность схемы ЭЭС (блок 17, 18). Сравниваются различные варианты по выполнению критерия n-1 и вероятности безотказной работы. Если критерий n-1 выполняется и надежность измененной схемы ЭЭС находится на заданном уровне, то вариант схемы остается для технико-экономического сравнения (блок 22). При условии, что критерий n-1 не выполняется (блок 19), рассматриваются состояния с отказами системы. Если при этом остаются состояния с выполнением критериев отказа только по перетокам активной мощности по сечениям, то выполняется блок 20. Если при проверке критерия n-1 присутствуют состояния с выполнением критериев отказа не только по перетокам активной мощности по сечениям, но и по напряжениям и токам в линиях, то такие варианты схемы ЭЭС в дальнейшем не рассматриваются (блок 21). Далее проводится технико-экономическое сравнение различных вариантов схем ЭЭС, удовлетворяющих заданным требованиям по надежности (блок 22), и выбирается наиболее оптимальный вариант по режимным и экономическим соображениям (блок 23). Конец (блок 24).

Пример использования алгоритма.

Алгоритм был применен для планирования перспективного развития Ставропольской ЭЭС, которая исследуется в составе модели ЭЭС Юга России (690 узлов и 1217 ветвей), составленной в RASTRWIN. При расчетах надежности использовался среднегеометрический коэффициент готовности линий Ставропольской ЭЭС [1]. Анализ статической режимной надежности операционной зоны (Ставропольской ЭЭС состоящей из 84 узлов и 106 ветвей) проводился для режима Ставропольской ЭЭС на 21 декабря 2010 г., 18-00 с учетом критериев отказа по максимально допустимому току в линиях, длительно допустимым напряжениям в узлах ЭЭС [3, 6] и максимально допустимым перетокам активной мощности в сечениях [6]. Результаты расчета режимной надежности для исходной ЭЭС и при равномерном увеличении нагрузки и генерации в системе на 20 % приведены в таблице 1.

В результате работы алгоритма при увеличении нагрузки и генерации в Ставропольской ЭЭС на 20 % были получены 10 вариантов схем планирования.

Для более детального сравнения различных вариантов схем ЭЭС была рассчитана вероятность безотказной работы для некоторых из них (таблица 1).

 Таблица 1.

Сравнение вариантов схем планирования ЭЭС по вероятности безотказной работы для режимной надежности

Из таблицы 1 видно, что варианты 2, 3, 4 имеют одинаковые вероятности безотказной работы для режимной надежности и одинаковое количество отказов по n-1, n-2. При этом вероятность безотказной работы для данных вариантов оказывается ниже, чем для исходной схемы без увеличения нагрузки и генерации (0.99597 и 0.99747, соответственно). Однако при увеличенной нагрузке и генерации на 20 % вероятность безотказной работы исходной схемы составляет 0.99361, что ниже, чем для вариантов 2, 3, 4. Реализация любого из данных вариантов требует строительства линии 330 кВ длинной порядка 110 км. Вариант 1 обеспечивает уровень вероятности безотказной работы 0.99795, что выше, чем вероятность безотказной работы для исходной схемы 0.99747, однако реализация этого варианта требует строительства линии 330 кВ длиной 186 км, что требует больше затрат, чем реализация вариантов 2—4, окончательный выбор вариантов должен осуществляться на основе их технико-экономического сравнения.

Выявлено, что критерии отказа, применяемые при расчете надежности при перспективном планировании, должны учитывать максимальные длительно допустимые параметры режима.

Разработанный алгоритм позволяет выполнять планирование развития электроэнергетической системы, основываясь на заданном уровне ее надежности. В результате работы алгоритма формируется список вариантов схем планирования перспективного развития ЭЭС, каждый из которых обладает определенным уровнем надежности и экономических затрат.

Список литературы:

1.Афанасьев В.В., Кожевников В.М., Данилов М.И., Ястребов С.С., Романенко И.Г., Демин М.С. Оценка надежности электроэнергетической системы при перспективном планировании развития системы на основе анализа режимов ее работы // Надёжность. — Москва: Журнал «Надежность», 2012. — № 3(42). — С. 46—55.

2.Биллинтон Р., Алан Р. Оценка надежности электроэнергетических систем / пер. с англ./ под ред. Ю.А. Фокина. — М.: Энергоатомиздат, 1988. — 288 с.

3.Методические указания по устойчивости энергосистем. Утверждены приказом Минэнерго России от 30 июня 2003г. № 277 — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004.

4.Методы и модели исследования надежности электроэнергетических систем / Манов Н.А., Хохлов М.В., Чукреев Ю.Я. [и др.] / под ред. Н.А. Манова. — Сыктывкар: изд-во Коми научного центра УрО РАН, 2010. — 292 с.

5.Фокин Ю.А., Осипов Я.Н. Методы расчёта показателей надёжности сложных электроэнергетических систем, основанные на структурно-функциональных характеристиках — Электричество, 2010, № 5. С. 7—13.

6.Стандарт организации ОАО «СО ЕЭС» СТО 59012820.29.240.007-2008 Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем.

7.Эндрени Дж. Моделирование при расчетах надежности в электроэнергетических системах /пер. с англ./ под ред. Ю.Н. Руденко. — М.: Энергоатомиздат, 1983. — 336 с.