Электротехнический-портал.рф

...для студентов ВУЗов электротехнических специальностей и инженеров

  • Увеличить размер шрифта
  • Размер шрифта по умолчанию
  • Уменьшить размер шрифта

7.1. Надежность объектов электроэнергетики и энергосистем

E-mail Печать PDF
(4 голоса, среднее 5.00 из 5)

Надежность работы ЕЭС России имеет большую социальную и экономическую значимость, является одной из основ системы жизнеобеспечения общества, поддержания производственной деятельности, соблюдения экологических норм, важным аспектом энергетической безопасности страны.

Надежность ЕЭС — это комплексное свойство, определяющее способность осуществлять электроснабжение потребителей путем выполнения функций по производству, передаче и распределению электрической энергии нормированного (требуемого) качества при едином технологическом взаимодействии генерирующих установок, электрических сетей и электроустановок потребителей, удовлетворять в любой момент времени спрос на мощность и электроэнергию (адекватность, балансовая составляющая системной надежности), противостоять возмущениям, вызванным отказами отдельных элементов энергосистемы  (безопасность, оперативная составляющая системной надежности).

До недавнего времени, в дореформенной электроэнергетике России задача обеспечения надежности ЕЭС решалась на основе единой технической политики и централизованного распределения финансовых ресурсов. Расходы возмещались в составе тарифов на электроэнергию. Участие конечного потребителя в обеспечении надежности электроснабжения не предусматривалось.

В составе комплексного свойства надежности технических систем, как правило, выделяют:

  • безотказность — способность объекта сохранять работоспособность в течение некоторого времени или некоторой наработки;
  • долговечность — способность объекта сохранять работоспособность до наступления заданного предельного срока при установленной системе технического обслуживания и ремонтов;
  • устойчивость — способность объекта противостоять возмущениям;
  • живучесть — способность объекта ограничивать глубину (тяжесть, последствия), отказа функционирования и работоспособности;
  • восстанавливаемость — способность объекта к восстановлению после отказа.
  • управляемость — способность объекта обеспечивать достижение целей управления (связана с наличием достаточных ресурсов управления и технических средств для его осуществления).

К числу основных показателей надежности относятся:

  • параметр потока отказов — отношение числа отказавших в единицу времени элементов к общему числу испытываемых однотипных элементов при условии, что отказавшие элементы заменяются новыми;
  • наработка на отказ — среднее значение времени между последовательными отказами;
  • время восстановления — отношение суммарного времени восстановления технического устройства за выбранный календарный срок к количеству его отказов за тот же календарный срок;
  • коэффициент готовности — отношение времени безотказной работы технического устройства к суммарному времени его безотказной работы и вынужденных простоев из-за отказов.

Существуют также и интегральные показатели: суммарное время простоя оборудования, отключения энергопринимающих установок потребителей, недоотпуски электроэнергии.

Все показатели надежности могут иметь техническое содержание, а интегральные также и экономическое содержание. Интегральные показатели могут  использоваться для характеристики глубины отказа.

Следует отметить, что показатели надежности оборудования не связаны непосредственно с показателем надежности электроснабжения потребителей из-за зависимости надежности электроснабжения потребителей от конкретных схемно-режимных условий работы энергосистемы. В этом смысле все частные показатели являются не прямыми, а косвенными характеристиками конечной надежности, под которой понимается надежность электроснабжения потребителей.

Отказы ЕЭС трактуются как снижение количества и качества электроэнергии, отдаваемой потребителю, по сравнению с требуемыми, которые оговорены договорными величинами и условиями поставки.

Для электростанции отказом считается снижение мощности, а для сети – пропускной способности, поскольку оценка их влияния на энергоснабжение потребителей требует в общем случае более глубокого анализа с учетом схем внешнего и внутреннего электроснабжения потребителей.

Под нарушением электроснабжения потребителя в общем случае понимается полное прекращение или недопустимое изменение параметров его электроснабжения.  При этом качество электроэнергии как один из факторов надежности электроснабжения регламентируется ГОСТ 13109-97.

Обеспечение надежности энергосистем, базируется на принципе разумной достаточности, и осуществляется за счет использования  надежных элементов, выбора структуры объектов, с резервированием составляющих объект элементов, оптимизации режимов  с учетом необходимого резерва по производительности, использования автоматического и ручного противоаварийного управления.

В электроэнергетике можно выделить четыре группы характерных объектов:

  • единая энергосистема, объединенные и региональные энергосистемы (энергосистемы в границах операционных зон соответствующих диспетчерских центров);
  • технологические объекты (линии электропередачи, подстанции, электростанции, схемы электроснабжения и др.);
  • энергетическое оборудование и технические средства управления, в том числе релейная защита и автоматика, противоаварийная автоматика, аппаратура и каналы связи и др. (технические объекты);
  • субъекты электроэнергетики и рынка, включая технологическую инфраструктуру и потребителей.

Для всех технических объектов в качестве базовых могут применяться показатели надежности, связанные с частотой отказов и временем восстановления, и наиболее распространенные из них — параметр потока отказов, наработка на отказ, время восстановления, коэффициент готовности, а также ресурсные показатели.

Для технологических объектов и энергосистем дополнительно используются показатели, характеризующие глубину отказа (снижение уровня функционирования или работоспособности объекта, например, отключенная мощность потребления или генерации, снижение пропускной способности сети).

Для энергосистем также используются интегральные показатели — недоотпуск электроэнергии, ущерб от недоотпуска и др.

Поддержание достигнутого уровня надежности ЕЭС России связано с необходимостью принятия масштабных мер, препятствующих развитию и снижающих негативные тенденции последних десятилетий, связанных в первую очередь со старением оборудования.

В настоящее время в энергосистемах имеется большая доля оборудования, отработавшего проектный срок службы. Высокий износ основных фондов ЕНЭС, их старение обуславливают возрастающее число случаев нарушения регламента работы оборудования. Изношенность электрооборудования повышает вероятность отказов и соответственно увеличивает значимость различных мероприятий по исследованию состояния и работоспособности как отдельных объектов, так  и энергосистемы в целом.

Задача обеспечения надежности энергосистем (синтез надежности) рассматривается во всем мире в качестве одной из важнейших, решаемых как при эксплуатации, так и при планировании развития. В этой комплексной задаче обычно выделяют следующие частные задачи:

  • определение оптимальных резервов мощности генерирующих источников в энергообъединении и распределение их по энергосистемам и электростанциям;
  • выбор оптимальных схем электрических сетей  и схем электроснабжения отдельных потребителей или их групп;
  • выбор рациональных схем выдачи мощности электростанций;
  • выбор рациональных схем распределительных устройств электростанций и подстанций;
  • выбор состава средств управления, релейной защиты и автоматики;
  • определение ограничений по условиям статической и динамической устойчивости;
  • планирование ремонтов основного оборудования электрических сетей и электростанций.

Для планирования развития энергосистемы вводится понятие и требование адекватности, или достаточности, как способности системы обеспечивать покрытие перспективного спроса на электроэнергию требуемого качества в любое время при определенных условиях функционирования системы (надежность покрытия графиков нагрузки).

Используются следующие качественные критерии надежности энергосистем и электрических сетей:

  • при проектировании и эксплуатации (n–1);
  • при экономическом обосновании  (nk).

В соответствии с используемым в энергосистемах ряда стран подходом применительно к электрической сети критерий (n–1) означает, что схема  сети должна обеспечивать расчетные перетоки мощности при отключении или отказе любого ее элемента. Критерий (nk) означает, что в условиях работы полной схемы сети (при отсутствии плановых ремонтов) сеть должна обеспечивать расчетные перетоки мощности при выходе из строя любых k элементов из общего их количества.  Следует отметить, что в ЕЭС России в настоящее время используется иной подход к определению области допустимых режимов работы энергосистем, основанный на обеспечении нормируемых требований к устойчивости при нормативных возмущениях.

Для обеспечения надежности при эксплуатации вводится и используется понятие безопасность (режимная или функциональная надежность) как способность системы противостоять нормативным возмущениям без непредусмотренных контрактами воздействий на потребителей и каскадного развития аварий.

Для стран, где осуществляется передача электроэнергии на большие расстояния (Австралия, Бразилия, Канада, Китай, Россия, Япония, Скандинавские страны, Южная Африка и США), приоритетной является задача обеспечения устойчивости. При этом применяются детерминированные методы анализа способности энергосистемы противостоять воздействиям нормативных возмущений. В ряде стран анализ выполняется на основании расчетов преимущественно статической устойчивости (Австралия,  Китай), более часто — на основании расчетов в том числе и динамической устойчивости.

Стратегия принятия решения (планирования) на основе качественного критерия, по существу, сводится к применению следующего правила: если нарушается критерий (nk), то признается необходимость ввода нового (модернизации существующего) оборудования и выполнения иных мероприятий, направленных на повышение надежности структуры объекта.

Наиболее используемым на практике является критерий (n–1). Все перечисленные  выше страны применяют его к электрической сети, а большинство из них также и к энергосистеме в целом.  В некоторых странах применяется более жесткий критерий (n–2).

Имеется также тенденция к внедрению показателей и норм надежности, основанных на вероятностном подходе. В Канаде, Франции и Италии используют модели для совместной оценки надежности систем генерации и передачи энергии, также основанные на применении вероятностных методов.

Более близкими к российским представляются показатели и нормативы надежности основной электрической сети, принятые в Англии и Уэльсе, которые включают в себя следующие требования:

  • к надежности присоединения электростанций к энергосистеме;

  • к пропускной способности в сечениях основной сети при ее проектировании;

  • к надежности основной сети при проектировании;

  • к устойчивости параллельной работы электростанций;

  • к  надежности электроснабжения потребителей.

Важным параметром для формулирования нормативов надежности присоединений электростанций является мощность наиболее крупного генерирующего оборудования (котла, реактора) в энергосистеме. При этом поскольку удовлетворительное функционирование энергосистемы должно обеспечиваться при одновременной потере двух наиболее крупных генераторов в энергосистеме, устанавливаются следующие требования:

  • выдача мощности электростанции, максимальная выдаваемая мощность которой не превышает мощности двух наиболее крупных генераторов, должна обеспечиваться при длительном отключении (плановом или аварийном) одного присоединения, а электростанции большей мощности — при длительном отключении двух присоединений. Исходя из этого принципа минимальное количество присоединений (линий электропередачи), отходящих от шин электростанции, должно составлять для указанных электростанций два и три соответственно;
  • главная схема электрических соединений электростанции должна формироваться таким образом, чтобы никакая одиночная авария (кроме аварии на секции шин или в шиносоединительном выключателе) не приводила к немедленной потере выработки электроэнергии большей чем мощность наиболее крупного генерирующего источника в энергосистеме;
  • Никакой отказ секции шин,  шиносоединительного выключателя или двух одноцепных линий не должен приводить к потере генерации большей, чем мощность двух наиболее крупных генерирующих источников в энергосистеме.

Требования к пропускной способности в сечениях сети определяются двумя составляющими: плановым перетоком и резервом пропускной способности. В соответствии с действующими в Российской Федерации нормативами передающая сеть должна обеспечивать:

  • переток, равный сумме планируемого перетока и полного запаса пропускной способности межсистемной связи при отключении любой одной цепи;
  • переток, равный сумме планируемого перетока и половине необходимого резерва пропускной способности межсистемной связи без перегрузки какой-либо цепи при одновременном отключении любых двух цепей.

Основная (системообразующая) электрическая сеть и подключенные к ней электростанции должны, как правило, проектироваться таким образом, чтобы сохранять устойчивость без ограничения отпуска электроэнергии от электростанций при отключении любой одноцепной или двухцепной воздушной линии или кабеля независимо от ее длины или любого питающего трансформатора.

Решения по надежности при проектировании развития и эксплуатации ЕЭС, ЕНЭС в основном принимаются на основании нормативов. Нормативы создаются на основе обобщения опыта эксплуатации, результатов технико-экономических расчетов и экспертных оценок.

Различают нормативы  двух типов: прямые — в виде требований к значениям определенных показателей надежности и косвенные — в виде требований к техническим характеристикам объекта и его элементов.

В дореформенный период применительно к ЕЭС России в целом осуществлялась декомпозиция задачи обеспечения надежности с выделением задачи обеспечения надежности параллельной работы крупных электростанций, энергосистем и их объединений в составе ЕЭС, а также задач надежности внутри вертикально-интегрированых компаний — от поставок топлива до поставок тепла и электроэнергии. Для их решения применялся жесткий административный подход, корпоративные механизмы, производилось перераспределение финансовых ресурсов,  осуществлялось централизованное диспетчерское управление.

Надежность работы основной электрической сети как элемента энергосистемы, обеспечивалась нормированием технических требований к линейному и подстанционному оборудованию, ее структуре, совершенству релейной защиты и линейной автоматики, диспетчерскому управлению. Особое внимание уделялось устройствам противоаварийной автоматики.

Требований к надежности основной сети в общем виде не существовало, однако они возникали  как следствие требований к энергосистеме, установленных рядом методических и руководящих материалов. Эти требования сконцентрированы в двух основных документах: методических рекомендациях по проектированию развития энергосистем и методических указаниях по устойчивости энергосистем .

В соответствии с этими требованиями схема основной электрической сети должна обеспечивать:

  • необходимую пропускную способность сети в сечениях ЕЭС, позволяющую осуществлять взаиморезервирование электростанций и, тем самым гарантировать надежность покрытия нагрузки при расчетных неблагоприятных сочетаниях аварийных ремонтов основного генерирующего оборудования электростанций и непредвиденных изменениях перспективных нагрузок;
  • выполнение регламентированных требований к режимам работы энергосистемы и электроснабжению потребителей в условиях, возникающих после вывода из работы для проведения аварийных ремонтов тех или иных элементов электрической сети или их сочетаний;
  • сохранение устойчивости энергосистем в результате нормативных   возмущений.

Установлены требования и к допустимым режимам энергосистемы. В соответствии с этими требованиями в сети напряжением 500 кВ и ниже устойчивость должна сохраняться без применения противоаварийной автоматики после отключения любого элемента вследствие однофазного короткого замыкания (КЗ) с успешным и неуспешным АПВ (ОАПВ) и после отключения энергоблока, кроме наиболее мощных генераторов, имеющихся в небольшом количестве в данной ОЭС. В сети 750 кВ и выше для сохранения устойчивости допускается применение противоаварийной автоматики, но объем отключаемой нагрузки должен быть не более 30% передаваемой по сечению мощности. При этом не допускается воздействия противоаварийной автоматики на разгрузку АЭС при отключении любого элемента сети любого напряжения.

В перспективе необходимо стремиться к проектированию электрической сети с учетом соблюдения критерия (n–1) без противоаварийного управления, то есть к отсутствию управляющих воздействий при возникновении одного любого нормативного возмущения в энергосистеме.


Обновлено 31.08.2013 11:53  
Интересная статья? Поделись ей с другими:

Основное меню

Авторизация


© 2016 Электротехнический портал. Все права защищены.

Яндекс.Метрика