Загальні принципи забезпечення надійності електроенергетичних систем

Існують три магістральні шляхи забезпечення надійності ЕЕС. Це - використання резервування в його різних формах, підвищення рівня надійності всіх елементів структури системи та вдосконалення системи керування режимами ЕЕС. Ці шляхи реалізують на основі розробки та впровадження організаційних і технічних заходів щодо підвищення надійності.

Резерви в ЕЕС

Резервування - це метод підвищення надійності за рахунок надлишковості, тобто за рахунок додаткових засобів і можливостей понад мінімально необхідні для виконання об'єктом заданих функцій.

З існуючих видів резервування в ЕЕС використовують структурне (надлишкові елементи структури об'єкта), навантажувальне (здатність об'єкта сприймати додаткове навантаження), ресурсне (запаси енергоносіїв), функціональне (здатність елементів структури виконувати додаткові функції - переведення генератора в режим синхронного компенсатора), інформаційне (надлишкова інформація для управління енергосистемою).

У генерувальній частині ЕЕС утворюють резерви активної потужності. Резерв потужності визначається різницею між сумарною наявною потужністю ЕС та річним максимумом їх сумарного навантаження. Створення резерву потужності належить до дорогих заходів забезпечення надійності і вимагає тривалого часу для своєї реалізації, тому вирішується на стадії управління розвитком ЕЕС.

Необхідну величину резерву потужності можна визначити, врахувавши кожну зі складових повного розрахункового резерву: навантажувальний, аварійний та ремонтний резерв.

Навантажувальний резерв необхідний для покривання випадкових коливань потужності споживання. Цей резерв виділяється для регулювання частоти в ЕЕС. Нерегулярні коливання навантаження відносно значення, заданого графіком, підпорядковуються нормальному законові. Відносна величина середньоквадратичного відхилення навантаження менша в потужніших ЕЕС внаслідок збільшення імовірності взаємної компенсації випадкових відхилень навантаження окремих споживачів. Величину резерву навантаження встановлюють переважно за даними статистики.

Ремонтний резерв необхідний для компенсації зниження потужності ЕЕС під час виведення основного устаткування ЕС у плановий ремонт. Його величина визначається частотою та тривалістю планових ремонтів усієї сукупності агрегатів ЕС. Зі збільшенням цих показників величина ремонтного резерву зростає, бо працюючими агрегатами необхідно покривати більшу частину недовиробленої електроенергії.

Аварійний резерв потужності необхідний для компенсації аварійного зниження потужності ЕЕС у разі вимушених (аварійних та інших непланових) простоїв основного устаткування ЕС. Величину аварійного резерву розраховують методами теорії ймовірностей, які враховують частоту та тривалість аварійних вимикань генерувальних агрегатів.

Аварійний резерв разом з резервом навантаження в умовах експлуатації зберігається у вигляді єдиного оперативного резерву, який використовують для покривання раптових дефіцитів потужності в ЕЕС, що виникають у результаті аварійних вимикань генерувального устаткування та непередбачуваних збільшень навантаження.

Оперативний резерв за ознакою мобільності ділять на дві складові: ввімкнений (гарячий) та неввімкнений (холодний) резерви. До ввімкненого резерву відносять обертовий резерв, розміщений на працюючих агрегатах, який можна реалізувати за час від декількох секунд до декількох хвилин, а також резерв, розміщений на зупинених агрегатах (ГЕС, ГАЕС, ГТЕС, ТЕС з поперечними зв'язками), які можна запустити в роботу за час від декількох хвилин до 1-2 годин. До неввімкненого (холодного) резерву відносять резерв, розміщений на зупинених агрегатах (переважно ТЕС і АЕС), які можна запустити в роботу за час від 1-2 до 24 годин і більше.

Складові повного резерву - ремонтний та оперативний (аварійний і навантажувальний) резерви - є розрахунковими величинами, які дозволяють під час управління розвитком та експлуатації ЕЕС формувати політику використання резерву в наступні періоди роботи системи. Фактично ж у кожен заданий момент часу в процесі експлуатації ЕЕС частина генерувальних агрегатів перебуває в неробочих станах і в розпорядженні експлуатаційного персоналу залишається лише та частина повного резерву, яка визначається різницею між робочою потужністю системи та її навантаженням в даний момент часу. Цей резерв називають експлуатаційним. Експлуатаційний резерв визначає можливості ЕЕС щодо аварійного виводу устаткування з роботи, покривання непередбачуваних збільшень навантаження, додаткового виводу устаткування в попереджувальний ремонт.

У передавальній частині ЕЕС для підвищення надійності схем ЕМ використовують навантажувальне та структурне резервування.

Прикладом навантажувального резервування може слугувати зображена на рис. 1.3,а замкнута мережа з лініями W ₁ та W ₂ підвищеної пропускної здатності порівняно з необхідною для нормального режиму. Ці лінії сприймають на себе додаткове навантаження під час відмов інших ліній. Навантажувальний резерв обов'язково повинні мати міжсистемні зв'язки, щоб випадкові підвищення їх потужності не призводили до втрати статичної стійкості.

Рис. 1.3. Види резервування у схемах ЕМ та в системах електропостачання: а – навантажувальне; б – роздільне; в –змішане; г – постійне; д – заступне; е - ковзальне

В ЕМ використовують такі види структурного резервування:

- загальне - резервується об'єкт в цілому (наприклад, на ПС встановлюють два однакові трансформатори, коли з умов навантаження достатньо одного);

- роздільне - резервуються окремі елементи об'єкта або їх групи (наприклад, на магістральній ділянці розподільної лінії споруджується паралельна лінія, як на рис. 1.3, б);

- змішане - суміщаються різні види резервування (у схемі рис. 1.3, в суміщено загальне і навантажувальне резервування);

- постійне - резервні елементи беруть участь у функціонуванні об'єкта разом з основними (лінії W ₁ і W ₂ у схемі рис. 1.3, г, будучи в нормальному режимі увімкненими, резервують окремі ділянки основної мережі);

- заступне - функції основного елемента передаються резервному тільки після відмови основного (рис. 1.3, д);

- ковзальне - кожен з групи основних елементів заміщається спільним резервним у випадкові моменти відмов основних (рис. 1.3, е).

У конкретних схемах ЕС вибирають такі види структурного резервування, які забезпечують максимальне підвищення надійності при мінімальній кількості надлишкових елементів.

На ЕС створюють запаси енергоносіїв - органічного палива на ТЕС, ядерного палива на АЕС і води на ГЕС. Запаси потрібні на випадок ускладнень з поставками палива, обміління рік у періоди сухої погоди, непрогнозованого зростання споживання тепло- та електроенергії в холодні зими. На ТЕС для зберігання вугілля та мазуту створюють склади палива, місткість яких проектується залежно від потужності станції, виду палива, віддаленості вугільних басейнів та нафтопереробних заводів тощо.

Необхідні величини резервів потужності на ЕС, місткість складів для палива на ТЕС, види структурного резервування, пропускні здатності ЛЕП вибирають на стадії управління розвитком ЕС. Це пов'язано з додатковими капіталовкладеннями у технічні заходи забезпечення надійності. В умовах експлуатації розробляють і впроваджують беззатратні організаційні заходи, щоб різні види резервування раціонально використовувались. Резерви потужності, наприклад, повинні бути раціонально розподілені між підсистемами ЕЕС, а оперативний резерв - між складовими за мобільністю. Для заданої пропускної здатності зв'язків слід раціонально задати гранично допустимі перетоки потужності в них і т.д.

Елементи структури ЕЕС. Надійність їх роботи в значній мірі визначає надійність функціонування ЕЕС у цілому, бо в разі наявності високонадійних ЛЕП та устаткування ЕС і ПС рідше виникають дефіцити потужності та рідше порушуються структурні зв'язки.

Необхідні способи і засоби забезпечення надійності елементів структури ЕЕС можна виявити, якщо проаналізувати характер, причини і частоту їх відмов. Навіть поверховий якісний аналіз лише причин відмов чітко показує, які заходи потрібно вживати, щоб підвищити рівень надійності.

Порушення працездатності генераторів ЕС наступають з таких причин: діяння перенапруг і надструмів (пробиття ізоляції під час перенапруг, перегрівання струмами зовнішніх КЗ та несиметричними струмами); діяння механічних факторів (порушення ізоляції під час вібрацій, виникання тріщин); недопустимі температурні зміни (погіршення умов відведення тепла, перевантаження робочим струмом); втрата електричної міцності ізоляцією (зволоження, забруднення, прискорене старіння); механічні пошкодження та передчасні спрацювання деталей конструкції (підшипники, листова сталь); порушення в роботі забезпечувальних систем (збудження, охолодження, оливопостачання).

Відмови повітряних ЛЕП пов'язані в основному з їх пошкодженнями, що зумовлені такими основними причинами: грозові перекриття та руйнування ізоляції; ожеледні відкладення; навантаження від вітру; вібрація та галопування проводів; займання дерев'яних опор від струмів витоку; послаблення механічної міцності деталей конструкції від корозії; загнивання деревини; розтріскування скляних ізоляторів; пошкодження опор і проводів автотранспортом та механізмами.

Основною причиною пошкоджень кабельних ЛЕП є порушення їх механічної міцності будівельними машинами та механізмами під час земляних робіт (на заводських і міських територіях до 50% випадків від загальної їх кількості). До інших причин можна віднести: старіння міжфазної та поясної ізоляції; інтенсивну корозію покриття (електричну та хімічну); проникання вологи в оболонку кабеля; перевищення допустимої кратності перевантаження струмом.

Силові трансформатори пошкоджуються значно рідше порівняно з іншими електроустановками, але наслідки їх пошкоджень надзвичайно важкі, а відновлення працездатності вимагає тривалого часу. Основні причини відмов трансформаторів: порушення ізоляції обмоток від діянь перенапруг і надструмів; пошкодження вводів (перекриття зовнішньої чи внутрішньої ізоляції); пошкодження перемикачів відгалужень обмоток пристрою РПН, спричинені конструктивними та технологічними дефектами; погіршення характеристик оливи.

Відмови комутаційних апаратів наступають під час вимикань струмів КЗ, виконання ними різних операцій, у разі перекриття зовнішньої ізоляції, а також у стаціонарному стані внаслідок пошкоджень і неполадок переважно механічного характеру.

Аналіз причин відмов елементів структури ЕЕС показує необхідність розробки та запровадження заходів щодо підвищення рівня їх надійності як на стадії проектування та виготовлення, так і на стадії експлуатації.

На стадії проектування та виготовлення елементів ЕЕС необхідно закладати в їх конструкцію достатні запаси електричної та механічної міцності, створювати ефективний захист від зовнішніх та внутрішніх діянь і агресивних впливів середовища, використовувати матеріали з високою протидією зношуванню і старінню, впроваджувати ефективні засоби РЗА, ретельно проводити підготовчі проектно-пошукові роботи, виконувати будівельно-монтажні роботи без порушення чинних вимог та норм тощо.

Для підвищення рівня надійності елементів структури ЕЕС в умовах експлуатації вдосконалюють систему ремонтів, здійснюють ефективну профілактику, впроваджують досконалі засоби діагностування технічного стану, поліпшують оперативне і технічне обслуговування, посилюють захист від зовнішніх та внутрішніх діянь (топлення ожеледі, антисептика), посилюють заходи охоронного характеру, впроваджують передові технології ремонтних робіт і т.д. Експлуатацію слід проводити так, щоб забезпечити максимальне підвищення надійності при мінімальних додаткових затратах.

Системи керування режимами. Надійність поточної роботи ЕЕС забезпечують системи АСДУ і АПАК. У системі АСДУ з урахуванням вимог надійності виконують планування режимів та оперативне керування ними, а система АПАК розв'язанню задач забезпечення надійності ЕЕС підпорядкована повністю.

У системі АСДУ під час планування режимів розробляють надійну структуру основної схеми мережі, з урахуванням вимог надійності вибирають склад працюючих агрегатів ЕС, розподіляють оперативний резерв потужності між районами системи та між його увімкненою та вимкненою складовими, встановлюють граничні потужності міжсистемних і важливих внутрісистемних зв'язків, забезпечують нормативні запаси динамічної стійкості, вибирають алгоритми дій та параметри спрацювання засобів РЗА. Ефективному розв'язанню поставлених задач сприяють використовувані для планування режимів інформаційно-обчислювальні системи (ІОС) “Енерго” та “Електро”. Поступово впроваджується комплекс задач “Надійність”, який доповнює існуючі ІОС і забезпечує всебічний аналіз надійності ЕЕС.

До складу комплексу задач оперативно-диспетчерського управління та відповідно диспетчерських рішень на етапі провадження режимів, які забезпечують надійне функціонування ЕЕС, належать: контроль наявності та розподілу резервів, контроль схеми мережі та рівня її надійності під час поточних змін структури, контроль надійності режиму за умовами стійкості та узагальненими показниками, поточне коректування режиму та схеми ЕЕС з урахуванням вимог надійності, контроль за станом і налаштуванням засобів РЗА, попередження та ліквідація аварійних режимів.

Надійнісні задачі контролю режимів і схем ЕЕС найповніше реалізуються в АСДУ в разі наявності оперативно-інформаційного комплексу (ОІК). Тому цими комплексами повинні бути оснащені диспетчерські пункти не тільки вищих, але й усіх нижчих рівнів управління. Вони дозволяють не тільки активно контролювати, але й у реальному часі технологічного процесу ефективно коректувати режими в разі відхилень їх від плану на основі виконуваних ЕОМ розрахунків надійності схем та допустимості режимів. Виконувані з випередженням темпу технологічного процесу розрахунки підвищують рівень інформаційного забезпечення диспетчера і дозволяють йому приймати правильні рішення щодо зміни схеми та режимів ЕЕС.

ЕОМ ОІК допомагають також диспетчеру виходити з обтяжених режимів та усувати передаварійні ситуації. Від ОІК диспетчер отримує вичерпну інформацію про параметри в різних вузлах і ланках ЕЕС, про динаміку зміни цих параметрів. Повна інформаційна забезпеченість - передумова раціональних рішень диспетчера щодо шляхів виходу з обтяжених режимів і напрямків діяння на ЕЕС для припинення розвитку аварій.

Основною функцією АПАК, яку не спроможний виконувати персонал, є відвернення втрати стійкості роботи ЕЕС. До інших його функцій належать: припинення асинхронних режимів (якщо не вдалося відвернути втрату стійкості); запобігання виходові параметрів режиму за допустимі межі (обмеження зміни частоти і напруги); переформування системи в разі складних аварій (поділ на частини, відокремлення ЕС). Враховуючи багатофункціональне призначення АПАК, його структура досить складна і розробляється вона на стадії управління розвитком ЕЕС.

Основну роль в системі АПАК відіграють засоби протиаварійної автоматики (ПАА), які істотно знижують імовірність виникання складних системних аварій з великими сумарними збитками. Надійне функціонування об'єднань ЕЕС, особливо об'єднань зі слабкими зв'язками, без засобів ПАА практично неможливе. Засоби ПАА дозволяють збільшити пересилання потужності основними зв'язками без нарощування пропускної здатності мережі. Таке збільшення досягається затратами приблизно в 10 разів меншими порівняно з затратами на додаткове спорудження ЛЕП.

Рівень досконалості систем ПАА можна оцінювати обсягами навантаження, яке вони вимикають у процесі ліквідації аварії. Зараз в ЕЕС встановлено значну кількість розвантажувальних пристроїв. Попереджуючи виникання та розвиток аварій, вони можуть наносити шкоду, якщо через хибну роботу чи погане налаштування вимикають споживачів надлишково. Цей недолік стосується в першу чергу спеціальної автоматики вимикання навантаження (САВН). Зафіксовано багато випадків зайвих спрацювань цього виду ПАА, що істотно знижує її ефективність. Не завжди правильно спрацьовує ділильна автоматика. Тому на стадії планування режимів дуже важливе значення має правильний вибір алгоритмів роботи, дозування вимикань, встановлення параметрів спрацювання пристроїв системної автоматики.

 

Контрольні питання та завдання

1. Сформулюйте визначення надійності ЕЕС і поясніть його.

2. Охарактеризуйте класи задач надійності ЕЕС.

3. Що таке відмова і як визначають імовірність її виникання?

4. Які чинники впливають на величину збитків споживачів та системних збитків?

5. Як аналізують надійність основних підсистем ЕЕС?

6. Оцініть резервування як метод забезпечення надійності.

7. Охарактеризуйте вплив на надійність ЕЕС їх систем керування режимами.