Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Надежность и риски электроэнергетических систем
1.1. Надежность в электроэнергетике 11
1.2. Методы исследования надежности технических и электроэнергетических систем
1.3. Методы оценки надежности энергосистем 25
1.4. Понятие риска 32
1.5. Выбор диспетчерского решения в условиях риска 34
Выводы 41
Глава 2. Исследование и разработка методов оценки Балансовой и системной надежности электроэнергетических систем методами теории рисков
2.1. Методы оценки диспетчерских рисков 42
2.1.1. Среднее и дисперсия 42
2.1.2. Сумма под риском 46
2.1.3. Ожидаемая полезность 5 О
2.2. Оценка балансовой надежности ЭЭС методами теории рисков 54
2.2.1. Оценка балансовой надежности величиной риска в однородной концентрированной энергосистеме
2.2.2. Оценка балансовой надежности величиной риска в неоднородной концентрированной энергосистеме
2.2.3. Оценка балансовой надежности величиной риска в неоднородной распределенной энергосистеме
2.3. Структура риска дефицита мощности энергосистемы 70
2.4. Риск дефицита при неопределенном результате развития событий
2.5. Оценка риска дефицита мощности района электрической сети 82
2.6. Оценка риска дефицита мощности района электрической сети в условиях полной неопределенности результата.
Выводы 92
Глава 3. Оценка структурной надежности энергосистем на основе риска нарушения связности сети
3.1. Исследование причин технологических нарушений в объединенной энергосистеме на примере ОЭС Юга России
3.2. Определение показателей надежности элементов ЭЭС для оценки балансового риска
3.3. Методы оперативной оценки структурной надежности электроэнергетических схем
3.4. Риск нарушения связности в качестве оценки структурной надежности распределительных устройств.
3.5. Исследование структурной надежности схем электрических сетей на основе оценки риска нарушения связности
Выводы 136
Глава 4. Влияние релейной защиты на риск дефицита мощности в энергосистеме
4.1. Релейная защита и балансовая надежность 138
4.2. Совершенствование УРЗ с целью снижения риска дефицита мощности
4.3. Адаптивное гибридное ПП - ЭМ реле для токовой защиты от коротких замыканий на землю панели ЭПЗ-1636
Выводы 155
Глава 5. Диагностика риска нарушений нормального режима энергосистем
5.1. Основная идея классификации 158
5.2. Математическая постановка задачи 159
5.3. Диагностика нарушения баланса реактивной мощности в 162 условной энергосистеме «Меркурэнерго»
5.4. Диагностика нарушения баланса реактивной мощности в операционной зоне ОДУ Юга
5.5. Диагностика нарушения синхронной работы энергосистемы 171
Выводы 176
Глава 6. Риски человеческого фактора в диспетчерском управлении
6.1. Исследования взаимосвязи психологических характеристик оперативного персонала электроэнергетики с риском его деятельности
6.2. Взаимосвязь уровня субъективного контроля оперативного персонала с риском его деятельности
6.3. Риск работы оперативного персонала при ликвидации технологических нарушений на энергообъектах
6.4. Визуальные средства снижения риска в деятельности диспетчерского персонала
Выводы 224
Заключение 226
Литература
- Методы оценки надежности энергосистем
- Оценка балансовой надежности ЭЭС методами теории рисков
- Определение показателей надежности элементов ЭЭС для оценки балансового риска
- Диагностика нарушения баланса реактивной мощности в операционной зоне ОДУ Юга
Введение к работе
Актуальность работы. Развитие конкурентных отношений в электроэнергетике и участившиеся в мире крупные системные аварии повышают значимость фактора надежности для энергосистем и энергообъединений. Основные проблемы при обеспечении надежности возникают по причинам разделения участников единого технологического процесса генерации, передачи и потребления электроэнергии; появления многих независимых субъектов рынка; возможности возникновения конфликта интересов, особенно между монопольной и конкурентной частями рынка; отставания процессов адаптации технологической части и хода разработки нормативно-правовой базы от темпов развития рынка; размытости границ ответственности за соблюдение надежности субъектами рынка и по ряду других причин.
Концепция обеспечения надежности в электроэнергетике, разрабатываемая рядом ведущих организаций отрасли, должна способствовать созданию эффективной системы контроля за надежностью и управления ею, которая гармонизировала бы коммерческие интересы и технические условия работы субъектов энергосистем и энергообъединений при рыночных отношениях.
Чтобы сделать правильные выводы на будущее, нужен самый тщательный анализ всех плюсов и минусов процесса либерализации и дерегулирования в электроэнергетике. Например, все большее беспокойство стали вызывать проблемы надежности и безопасности энергоснабжения, особенно после крупнейших аварий 2003 г. в энергосистемах Северной Америки и Западной Европы. Эти аварии заставили правительства многих стран, международные энергетические и правительственные организации по-новому посмотреть на обозначенные проблемы. Вот почему закономерен интерес к ним и России.
Любое аварийное отключение генерирующих блоков на электростанциях должно быть немедленно компенсировано включением резерва генерации в этой энергосистеме, а в случае его отсутствия необходимо обеспечить соответствующие перетоки электроэнергии из соседних энергосистем. Если же нет реальной возможности выполнить ни одно из этих требований, то для сохранения устойчивой работы энергосистемы остается последняя возможность — отключение потребителей с нагрузкой, эквивалентной дефициту генерации электроэнергии. Здесь мы говорим об обеспечении баланса электрической энергии и мощности, то есть балансовой надежности.
В свете сказанного постоянное поддержание баланса генерации и потребления электроэнергии, а также создание необходимого аварийного резерва генерирующих мощностей и пропускной способности сетей являются важнейшими условиями устойчивого функционирования Единой энергетической системы (ЕЭС) России. Эти же условия должны обязательно соблюдаться при решении вопросов развития ЕЭС и каждой энергосистемы, а также при вводе новых генерирующих и сетевых объектов или при выводе из эксплуатации устаревшего энергооборудования.
Из приведенных доводов ясно, что от диспетчерских служб требуется умение предугадать все типы рисков, с которыми они могут столкнуться в процессе выбора того или иного решения, а также источники этих рисков и момент их возникновения. А оценив риски, диспетчерские службы должны разработать меры по их сокращению и минимизации потерь, которые они могут вызвать.
В связи с изложенным цель работы заключается в создании методологии оценки системной надежности электроэнергетических систем на основе теории рисков.
Основные задачи:
-
систематизация методов оценки диспетчерских рисков;
-
разработка метода оценки балансовой надежности электроэнергетических систем с помощью методов теории рисков;
-
исследование структуры риска дефицита мощности энергосистемы;
-
анализ и разработка методов оценки структурной надежности энергосистем при принятии диспетчерских решений;
-
исследование влияния релейной защиты и автоматики (РЗА) на риск дефицита мощности в энергосистеме;
-
разработка гибридных полупроводниково-электромагнитных реле с целью снижения рисков дефицита мощности;
-
разработка методов диагностики риска нарушений нормального режима электроэнергетических систем;
-
исследование рисков человеческого фактора в диспетчерском управлении.
Методы исследования. При решении поставленных задач использовались методы теоретического и эмпирического познания. На теоретическом уровне это теория рисков, методы непараметрической статистики и теории надежности, логико-вероятностные методы исследования структурно-сложных систем, кластерный анализ, теория алгоритмов, математическое программирование. На эмпирическом уровне использовались методы пассивного эксперимента для анализа характеристик надежности объектов энергосистем и психологические тесты.
Научная новизна:
-
Исследованы взаимосвязи балансовой и системной надежности электроэнергетических систем с риском дефицита мощности.
-
Разработан метод оценки балансовой надежности электроэнергетической системы на основе риска дефицита мощности.
-
По результатам исследования структуры риска дефицита мощности выделены генерирующая, структурная и режимная составляющие, которые характеризуют системную надежность энергосистем.
-
Предложена методика, основанная на непараметрических критериях, позволяющая производить оценку надежности объектов электроэнергетических систем в условиях малой выборки.
-
Разработаны методы анализа и оценки структурной надежности электроэнергетических систем, использующие комбинаторные структуры и понятие связности схемы электрической сети.
-
Разработана серия гибридных полупроводниково-электромагнитных реле, позволяющих снизить риски дефицита активной мощности, обусловленные устройствами релейной защиты электроэнергетических систем.
-
Разработан метод непараметрической классификации для решения задачи диагностики аварийных состояний электроэнергетических систем.
8. Определены основные психологические характеристики диспетчерского персонала, обеспечивающие снижение рисков диспетчерского управления.
Практическая ценность и реализация результатов работы:
-
Исследование показателей надежности воздушных линий электропередачи напряжением 330–500 кВ объединенной энергосистемы (ОЭС) Северного Кавказа на основе обработки архивных данных по отказам позволило определить реальные показатели интенсивности отказов линий электропередачи (ЛЭП).
-
Разработанный метод ожидаемого дефицита позволяет получать оперативные оценки балансовой надежности электроэнергетических систем.
-
Разработанный комбинаторный показатель надежности и методика его расчета позволяют осуществлять оперативный анализ структурной надежности схем электрической сети энергосистем.
-
Разработанные гибридные полупроводниково-электромагнитные реле внедрены на нескольких энергетических предприятиях Северного Кавказа.
-
Разработан метод классификации, основанный на идее образования и роста кластеров и использующий непараметрические расчетные процедуры, позволяющий автоматизировать определение мест возникновения ненормальных режимов работы энергосистемы в условиях, когда получение достаточно достоверных априорных сведений о параметрах этих режимов весьма проблематично. Метод позволяет снизить риск при принятии решений во время ликвидации аварий.
-
Определены условия снижения риска человеческого фактора в оперативно-диспетчерском управлении электроэнергетической системой.
-
Результаты исследований внедрены и используются для обучения диспетчерского персонала в центре тренажерной подготовки Системного оператора.
-
Методы оценки балансовой надежности электроэнергетических систем, разработанные автором, использованы при подготовке Технологических правил работы Единой энергетической системы.
-
Результаты диссертационного исследования использованы при разработке программы реорганизации региональных диспетчерских управлений ОАО «СО ЕЭС».
-
Работа выполнялась в рамках государственного контракта
№ 02.740.11.0069 ФЦП «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009–2013 гг.
Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы были представлены на 12 конференциях и семинарах, в том числе: семинарах-совещаниях начальников служб РЗА АО-энерго, начальников электролабораторий электрических станций, ведущих специалистов РЗА ОЭС Северного Кавказа, Пятигорск, РП «Южэнерготехнадзор», 1998, 1999 гг.; III Международной научно-практической конференции «Современные энергетические системы и комплексы и управление ими», Новочеркасск, ЮРГТУ (НПИ), 2003 г.; VII, VIII и IX региональных научно-технических конференциях «Вузовская наука — Северо-Кавказскому региону», Ставрополь, СевКавГТУ, 2003, 2004 и 2005 гг.; 33-й и 37-й научно-технических конференциях по результатам работы ППС, аспирантов и студентов Северо-Кавказского государственного технического университета за 2003 и 2007 гг.; XXII, XXVI, XXVII и XXXI сессиях семинара «Кибернетика электрических систем», Новочеркасск, ЮРГТУ (НПИ), 2000, 2004, 2006 и 2009 гг.
В процессе работы над темой под руководством автора защищено три диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук.
Публикации. По содержанию и результатам диссертационной работы опубликовано 60 печатных работ, из них 24 — в изданиях, рекомендованных ВАК, одна в зарубежном журнале, 12 изобретений, а также 7 отчетов о НИР.
Основные положения, выносимые на защиту:
-
Результаты исследования взаимосвязи балансовой и системной надежности электроэнергетических систем с риском дефицита мощности.
-
Метод оценки балансовой надежности энергосистем на основе теории риска дефицита мощности.
-
Метод оценки структуры риска дефицита мощности, характеризующей системную надежность энергосистемы.
-
Метод оценки влияния устройств РЗА на риск дефицита мощности энергосистемы.
-
Методика анализа надежности объектов электроэнергетических систем на основе непараметрических методов статистики, позволяющая получить оценки надежности при небольших объемах выборки и в условиях засорения статистических данных.
-
Методы оперативной оценки структурной надежности электрической сети энергосистемы на основе критерия связности и комбинаторного показателя надежности.
-
Метод непараметрической классификации для решения задачи диагностики аварийных состояний электроэнергетических систем.
-
Результаты исследования влияния психологических характеристик диспетчерского персонала на риск диспетчерского управления.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения, списка литературы и четырех приложений. Основное содержание работы изложено на 245 страницах, включающих 51 рисунок и 14 таблиц. Список литературы содержит 162 наименования.
Методы оценки надежности энергосистем
Развитие конкурентных отношений в электроэнергетике и участившиеся в мире крупные системные аварии повышают значимость фактора надежности для энергосистем и энергообъединений. Основные проблемы при обеспечении надежности возникают из-за разделения участников единого технологического процесса генерации, передачи и потребления электроэнергии, появления многих независимых субъектов рынка, возможности возникновения конфликта интересов, особенно между монопольной и конкурентной частями рынка, а также вследствие отставания процессов адаптации технологической части, хода разработки нормативно-правовой базы от темпов развития рынка, размытости границ ответственности за соблюдение надежности субъектами рынка и по ряду других причин.
Созданию эффективной системы контроля и управления надежностью, которая гармонизировала бы коммерческие интересы и технические условия работы субъектов энергосистем и энергообъединений при рыночных отношениях, должна способствовать "Концепция обеспечения надежности в электроэнергетике", разрабатываемая рядом ведущих организаций отрасли.
Обсуждению проекта этого документа (далее Концепции) было посвящено совместное заседание Научно-технического совета ОАО РАО "ЕЭС России", Научного совета РАН по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики и Научно-технического совета ОАО "Инженерный центр ЕЭС", состоявшееся 12 октября 2004г. [1].
Концепция содержит основополагающие материалы по правовому, экономическому и нормативно-техническому обеспечению надежности в условиях реформирования электроэнергетики, а также рекомендации по системе мониторинга и управления надежностью, ставит основные задачи, которые необходимо решить, чтобы в новых условиях обеспечить требуемый (регламентированный или адаптированный к запросам субъектов) уровень надежности в электроэнергетике, оптимально разделить сферы ответственности за надежность среди независимых субъектов рынка, четко сформулировать системные требования к потребителям, гармонично сочетать рыночные и нормативные требования, определяющие надежность получения и распределения электроэнергии.
Всесторонний анализ рыночных реформ в электроэнергетике и проблем обеспечения надежности и безопасности электроснабжения был центральной темой большинства дискуссий, состоявшихся на 40-й сессии СИГРЭ (2004 г., Париж, Франция) и 19-м конгрессе МИРЭС (2004 г., Сидней, Австралия). Столь пристальное внимание международных энергетических организаций к этим темам вызвано прежде всего тем, что в ходе процесса реформирования энергетики, либерализации и дерегулирования рынка электроэнергии, который продолжается уже более 15 лет, проявились как положительные, так и отрицательные стороны реформы [2].
Чтобы сделать правильные выводы на будущее, нужен самый тщательный анализ плюсов и минусов либерализации и дерегулирования в электроэнергетике. Например, все большее беспокойство стали вызывать проблемы надежности и безопасности энергоснабжения, особенно после крупнейших аварий 2003 г. в энергосистемах Северной Америки и Западной Европы.
Именно названные аварии заставили правительства многих стран, международные энергетические и правительственные организации по-новому посмотреть на данные проблемы. Закономерен поэтому и интерес России к проблемам надежности и безопасности энергоснабжения.
Электроэнергетика стран Западной и Северной Европы, США и Австралии на протяжении ряда лет активно переходит на рыночные отношения. Сегодня этот процесс набирает темпы в других регионах мира, в том числе и в России. Приобретенный за прошедшие годы опыт работы в условиях рынка выявил ряд крупных и новых для электроэнергетики проблем, которые предстоит решить для обеспечения эффективной работы отрасли.
На одно из первых мест, по своей значимости, сложности и масштабности, выдвигается проблема обеспечения надежности энергоснабжения в условиях рынка. Об этом убедительно свидетельствуют системные аварии, происходившие в странах с рыночной экономикой, и особенно масштабные аварии, прокатившиеся в августе - сентябре 2003 г. по странам Северной Америки и Западной Европы [3-5].
14 августа 2003 г. системная авария в США и Канаде обесточила все восточное побережье США. Без электричества остались 50 млн человек на территории около 24 тыс. км" в восьми американских штатах (Вермонт, Коннектикут, Массачусетс, Мичиган, Нью-Джерси, Нью-Йорк, Огайо, Пенсильвания) и канадской провинции Онтарио. Всего было отключено 61 тыс. МВт генерирующих мощностей, прекратилась работа 263 электростанций (531 энергоблока), в том числе 10 АЭС и 12 ГЭС, около 15 тыс. км электрических сетей. Время развития аварии 4 часа. По существу — это самая крупная авария в истории Америки. На восстановление энергоснабжения потребовалось 48 часов. 23 августа крупная авария в энергосистеме Финляндии оставила без электроэнергии столицу Хельсинки. Отключились 500 МВт мощности. На восстановление энергоснабжения понадобилось более 1 часа. 28 августа авария в энергосистеме Великобритании отключила 724 МВт нагрузки, без электроэнергии остались более 250 тыс. жителей Лондона. Энергоснабжение было восстановлено за 37 минут. 23 сентября 2003 г. в середине дня крупная авария в энергосистемах Швеции и Дании вывела из строя 6,6 тыс. МВт мощности. Электричества лишились около 4 млн. жителей в обеих странах. На восстановление энергоснабжения ушло 6,5 часов.
Оценка балансовой надежности ЭЭС методами теории рисков
В большинстве реальных энергосистем вся нагрузка не может быть сведена к одному узлу, а использование генерирующей мощности в различных узлах системы ограничено пропускной способностью сети.
В нашей стране и за рубежом разработан ряд математических моделей для распределенных систем [39,40,80 - 84], которые позволяют определять показатели надежности ЭЭС (вероятности перерыва электроснабжения, недоотпуск электроэнергии, ущерб, различные индексы надежности) при заданной структуре системы, резервах, пропускных способностях межсистемных связей и т.д. Однако использование этих моделей для оценки балансовой надежности в оперативном цикле управления энергосистемой вызывает большие вычислительные трудности, что требует разработки специальных методов оперативного анализа надежности.
Построение функции распределения дефицита мощности требует проведения значительной серии расчетов режима электрической сети энергосистемы. Для этой цели воспользуемся «моделью постоянного тока», которая используется для оценочного расчета установившегося режима электрической сети, для сравнения вариантов этой сети при отключении линий и блоков [85]. Математическая модель для расчета дефицита мощности в неоднородной распределенной энергосистеме будет иметь вид
Решение данной задачи возможно в рамках линейного программирования, данная модель позволяет получить значение дефицита мощности при различных сочетаниях отключенного генерирующего оборудования и ЛЭП, а вероятность данного режима определится по выражению (2.20).
На рис.2.6 приведена схема простейшей распределенной неоднородной энергосистемы. Узлы 1 и 2 имеют как генераторы, так и потребителей электрической энергии. Узел 3 является балансирующим. В узле 1 имеется 3 генератора по 50 МВт с ft =0,007. В узле 2 всего один генератор мощностью 500 МВт. Нагрузка узла 1-300 МВт, узла 2 - 400 МВт. Предельный переток по ЛЭП 31 составляет 200 МВт (Н =0,02), по ЛЭП 32 - 600 МВт (Й =0,02), по ЛЭП 21 - 400 МВт (/г =0,01).
Распределение вероятностей дефицита в энергосистеме, приведенной на рис.2.6, при указанных исходных параметрах примет вид рис.2.7. Риск дефицита электрической энергии, определенный по методу «ожидаемого дефицита» с учетом табл.2.2 V(fo) = Т;РоефмЯіА= -0,157.
В качестве базового значения риска дефицита мощности энергосистемы рационально использовать риск, вычисленный с помощью модели концентрированной неоднородной электроэнергетической системы. Данная модель позволяет оценить риск дефицита, обусловленный надежностью только конкретного набора генерирующего оборудования. Определив с помощью выражений (2.18 - 2.20) функцию распределения дефицита для концентрированной модели, можно вычислит риск «ожидаемого дефицита» для данного набора оборудования («риск генерации»)
Переход от концентрированной к распределенной неоднородной модели приводит к учету топологии сети и возможности образования дефицита мощности не только при отказе генерирующего оборудования, но и отказе ЛЭП. В данном случае функция распределения дефицита V(fp3) = Y ( i»P 4 .- (2.38)
Тогда риск обусловленный наличием сети распределения электроэнергии («топологический риск») от генерирующих источников к потребителям может быть получен как разность V(f"-) = V(fpJ-V(fJ. (2.39)
Влияние режима электрической сети и допустимых перетоков по ЛЭП на риск возникновения дефицита может быть учтено посредством расчета функции распределения дефицита с учетом режима сети, например в рамках модели (2.28 - 2.31). Тогда Я.рэр деф. (2.40) И режимная составляющая риска («режимный риск») F(/"" - ») = F(/w)-K(/p3), (2.41) в целом риск обусловленный наличием сети распределения электрической энергии nr c) = n/PV)-V(fJ (2.42)
Величину риска «ожидаемого дефицита» мощности вычисленную по (2.42) и будет характеризовать системную надежность энергосистемы, обусловленную наличием электрической сети распределения электрической энергии и определенным ее электрическим режимом.
В качестве примера рассмотрим эволюцию рисков при изменении конфигурации электрической сети энергосистемы, имеющей три энергоблока мощностью 50 МВт и один энергоблок мощностью 500 МВт. Вероятность отказа энергоблоков обоих видов q = 0.007 (Приложение 2).
Для концентрированной энергосистемы (рис.2.11а) функция распределения дефицита будет иметь вид приведенный на рис.2.12а.
Для распределенной энергосистемы содержащей два узла (рис.2.116) и ЛЭП, соединяющей эти узлы, с 7 =0.01 без ограничения пропускной способности, функция распределения дефицита примет вид рис.2.126.
Для распределенной энергосистемы содержащей три узла (рис.2.11 в) и две ЛЭП, соединяющие эти узлы, с ?=0.01 без ограничения пропускной способности, функция распределения дефицита будет иметь вид рис.2.12в.
Для распределенной энергосистемы содержащей три узла (рис.2.11 г) и три ЛЭП, соединяющие эти узлы, с —0.01 без ограничения пропускной способности, функция распределения дефицита будет иметь вид рис.2.12г.
Определение показателей надежности элементов ЭЭС для оценки балансового риска
В качестве примера произведем оценку риска нарушения связности схемы РУ по схеме рис.3.10а. При отсутствии выведенного в ремонт оборудования комбинаторный показатель риска нарушения связности для указанной схемы будет иметь значение Видно, что комбинаторный показатель риска нарушения связности достаточно чувствителен к изменению топологии схемы РУ. Исследование структурной надежности схем электрических сетей на основе оценки риска нарушения связности
С точки зрения диспетчерского управления наибольший интерес представляет задача анализа надежности электрических сетей, которые являются схемами более высокого уровня, включающими в себя и схемы РУ отдельных объектов. В этой связи возникает задача оценки структурной надежности (топологической надежности) схемы электрической сети. Предложенная оценка надежности схемы РУ по критерию риска нарушения связности может быть использована и для схем электрических сетей [96,97]. В терминах диспетчерского управления нарушение связности сети представляет собой разделение сети на не синхронно работающие части, что является достаточно серьезной аварией. Поэтому прогнозирование возможных вариантов развития событий при отклонении топологии схемы сети от нормального состояния является достаточно важной и актуальной задачей.
Использование алгоритмов (3.35) и (3.37) возможно и для схем электрических сетей, однако чрезмерное увеличение размерности матрицы связности приводит к росту времени расчета показателей надежности реальных схем до нескольких минут, из-за «проклятия размерности». Данная ситуация может привести к существенным затруднениям в использовании предлагаемых алгоритмов для оперативной оценки надежности электрических сетей диспетчерским персоналом.
С целью устранения указанного явления введем несколько новых положений, на которых будет основываться дальнейший анализ схем сети. 1. Схема сети содержит внешние и внутренние узлы. 2. Внешними узлами являются точки подключения схемы сети к потребителям, генераторам или другой схеме сети. 3. Внутренними узлами являются схемы отдельных энергетических объектов. 4. Нарушение связности схемы отдельного объекта приводит к разделению соответствующего узла на ряд дополнительных узлов в схеме сети, что может привести к нарушению и связности сети.
Для полной идентификации схемы сети (схемы второго уровня) необходимо ввести матрицу подключений (МП) для каждой схемы низшего уровня.
Данная матрица содержит два столбца и число строк, равное числу ветвей схемы сети подсоединенных к данному узлу (схеме низшего уровня). В первом столбце каждой строки проставляется номер узла схемы низшего уровня, а во втором столбце — номер ветви схемы сети, подсоединенной к данному узлу.
Матрица подключений используется для коррекции матрицы связности схемы сети при нарушении связности в схеме низшего уровня. После проведения соответствующей коррекции оценку риска нарушения связности схемы сети можно проводить по алгоритмам, приведенным ранее (3.26-3.37).
В предлагаемом алгоритме только на шаге 7 осуществляется перебор вариантов отказов оборудования с целью определения комбинаторного показателя риска н сети. В данном случае размерность матрицы связности для реальных схем позволяет обеспечить время анализа порядка нескольких секунд.
В качестве примера произведем оценку риска нарушения связности по схеме рис.3.Па. При отсутствии выведенного в ремонт оборудования комбинаторный показатель риска нарушения связности для указанной схемы будет иметь значение Проведенные исследования позволяют сделать следующее заключение:
1. Средняя интенсивность устойчивых отказов линий электропередачи 500 кВ ОЭС Юга выше средних показателей приведенных в соответствующей литературе.
2. Часть линий 500 и 330 кВ ОЭС Юга находятся в зоне приработочных и износовых отказов, что требует учета данного факта при оперативном планировании режимов ОЭС.
3. Средняя интенсивность устойчивых отказов линий электропередачи 330 кВ ОЭС Юга значительно превышает ( 2 раза) средние показатели по стране.
4. Поток отказов по внешним причинам составляет значительную долю в отказах ВЛ 500 кВ (Я,ср=0,354) и значительно превышает средние показатели по стране для ВЛ 330 кВ (Яср=0,57). Анализ причин отказов по внешним причинам (см. приложение 4) говорит о том, что увеличение отказов обусловлено в первую очередь значительным количеством низовых пожаров и воздействием посторонних лиц (набросы, расстрелы изоляторов, проезд негабаритного транспорта и т.д.).
5. Поток отказов по внутренним причинам для В Л 330 кВ в зоне старения (А,ср=0,589) говорит о низкой надежности этой группы линий электропередачи, требующей принятия срочных мер.
6. В условиях неопределенности результатов расчета, а также при отсутствии достаточно достоверных исходных данных, что характерно при оперативном принятии решения о той или иной конфигурации схемы распределительного устройства, анализ структурной надежности можно производить на основе оценки риска нарушения критерия n-k.
Диагностика нарушения баланса реактивной мощности в операционной зоне ОДУ Юга
Возникновение и развитие технологического нарушения в подавляющем большинстве случаев происходит не на глазах оперативного персонала. О случившемся он узнает по срабатыванию устройств автоматической сигнализации, показаниям измерительных приборов, положениям блинкеров о действии релейной защиты и автоматики.
При оценке ситуации необходимо учитывать возможность ложных отключений неповрежденного оборудования, отказов в отключении повредившегося оборудования, а также отказов в работе устройств релейной защиты и автоматики.
В каждом конкретном случае технологическое нарушение воспринимается как неожиданность, которая сразу ставит перед персоналом ряд разнообразных задач, при этом, особенно в начальной стадии нарушения, когда персонал не готов еще к ответным действиям, а развитие событий требует принятия срочных мер, оперативный персонал неизбежно испытывает состояние эмоциональной напряженности. В данной ситуации четкие и безошибочные действия оперативного персонала возможны лишь при качественной его подготовке к работе в указанных условиях.
Надежность любой технической системы определяется надежностью ее самого слабого звена. Наиболее сложным и одновременно самым уязвимым звеном человеко-машинной системы, которой является электроэнергетическая система, является человек. Основными проявлениями человеческого фактора [146] являются следующие: - человек в процессе своей деятельности по тем или иным причинам может допускать ошибки различного характера. Свойство человека-оператора безошибочно выполнять свои функции при заданных условиях профессиональной деятельности во времени характеризуется его надежностью, которая является одной из составляющих профессиональной пригодности; - лицо, принимающее решение, в условиях неопределенности может принять ошибочное решение.
В процессе своей деятельности человек может оказаться в экстремальной ситуации, когда физические и психические нагрузки достигают таких уровней, при которых индивидуум теряет способность к рациональным действиям и решениям, адекватным сложившейся ситуации.
Важными факторами надежной работы в описанных условиях являются индивидуально-психологический склад человека и его эмоциональная устойчивость. Важность данного направления оценки работоспособности оперативного персонала подтверждается регулярными публикациями в отраслевых изданиях, например [134-136, 146 -149].
На надежность персонала влияет совокупность эмоциональных, волевых, мотивационных, интеллектуальных и других личных качеств, обеспечивающих точное, безошибочное, адекватное восприятие сложившейся ситуации, своевременное и успешное выполнение регламентированных функций в различных режимах работы.
Проявлением ненадежности персонала являются опасные действия с его стороны в отношении объектов техносферы (электроэнергетической системы), которые могут привести к негативным последствиям. Наиболее распространенными опасными действиями являются ошибочные действия. Ошибки человека - это непреднамеренные действия, выходящие за регламентированные границы, или невыполнение необходимых действий.
Причина ошибок коренится в соотношении возможностей человека при заданных условиях деятельности и нагрузках (требованиях) на него. Возможности человека связаны с его психофизиологическими особенностями, степенью профессиональной подготовленности к выполнению своих функций в сравнении со сложностью объекта управления (электроэнергетической системы).
В деятельности диспетчера всегда рассматривается несколько, могущих привести к аварии, исходных событий, последствия которых заведомо рассматриваются как весьма тяжелые. Оценка последствий в натуральных и денежных показателях либо очевидна, либо весьма трудоемка, и не определяется, так как такая задача не ставится. В данной ситуации в качестве риска рассматривается вероятность реализации такого события, и все усилия направляются на снижение такой вероятности (или на практическое исключение такого события)[63].
Следует отметить, что вероятностные характеристики поведения человека в различных ситуациях не достаточно изучены. Имеется некоторая статистика вероятности ошибочных действий при выполнении достаточно простых массовых операций (см. табл. 6.1) [159].
Похожие диссертации на Методология оценки риска диспетчерского управления в условиях дефицита мощности энергосистемы
