Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ коммутационной надёжности энергообъектов 18
1.1. Особенности оценки коммутационной надёжности энергообъектов 18
1.2. Методы оценки коммутационной надёжности энергообъектов 28
1.3. Выводы к главе 1 49
ГЛАВА 2. Разработка методики и модели расчёта коммутационной надёжности энергообъектов 51
2.1. Методика расчёта коммутационной надёжности энергообъектов 51
2.2. Модель расчёта коммутационной надёжности энергообъектов 62
2.2.1. Содержательная постановка задачи 62
2.2.2. Математическая формулировка задачи 69
2.3. Программно-вычислительный комплекс ОКеаН для оценки коммутационной надёжности энергообъектов 93
2.4. Выводы к главе 2 98
ГЛАВА 3. Системы диагностирования состояния коммутационного оборудования 100
3.1. Техническое обслуживание и ремонт выключателей 100
3.2. Системы мониторинга коммутационной аппаратуры 103
3.3. Оперативное диагностирование коммутационных аппаратов 107
3.3.1. Общие принципы организации системы ЦОКН 107
3.3.2. Оценка показателей надёжности коммутационного оборудования в системе диагностики 115
3.4. Выводы к главе 3 121
ГЛАВА 4. Практика применения ПВК океан 123
4.1. Расчёт показателей коммутационной надёжности на примере схемы Северных электрических сетей ОАО "Иркутскэнерго" 123
4.2. Способы повышения коммутационной надёжности энергообъектов 137
4.3. Выводы к главе 4 146
Заключение 147
Список литературы 150
- Методы оценки коммутационной надёжности энергообъектов
- Программно-вычислительный комплекс ОКеаН для оценки коммутационной надёжности энергообъектов
- Оценка показателей надёжности коммутационного оборудования в системе диагностики
- Способы повышения коммутационной надёжности энергообъектов
Введение к работе
Актуальность работы.
Изучению проблемы надёжности ЭЭС посвящено большое количество работ, как в нашей стране, так и за рубежом [2,3,9,16-19,32-35,47,64-67*71 -76,80,81,83-94,107-112,115,123-129 и др.]. За рубежом научная работа в области исследования надёжности отражается в обобщённых докладах Рабочей Группы 38.03 исследовательского комитета сессии СИГРЭ. При этом зарубежные специалисты в большинстве случаев рассматривают эту проблему в экономическом аспекте - Allan R.N., R. Billinton, С. Concordia, J.C. Dodu, V.L Nitu, A.D. Patton, A.J. Wood и др. В России следует отметить неоценимый вклад в становление и развитие теории надёжности ЭЭС постоянно действующего семинара «Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики». Существенный научно-теоретический и инженерно-практический вклад в решение проблемы надёжности ЭЭС внесли В.В. Болотов, Г.А. Волков, Н.И. Воропай, Ю.Б. Гук, В.Г. Китушин, Л.А. Мелентьев, И.М. Маркович, В.Р. Окороков, Ю.Н. Руденко, М.Н. Розанов, И.А. Сыромятников, Ю.А. Фокин, М.Б. Чельцов, В.И. Эдельман и др. Отдельные аспекты проблемы надёжности ЭЭС рассматриваются также в работах Александрова И.А., Гамма A3., Голуб И.И., Кудряшова Г.Р., Ковалёва Г.Ф., Казанцева В.П., Клименко СМ., Крумма Л.А., Кучерова Ю.Н., Лебедевой Л.М., Могирёва В.В., Манусова В.З., Новицкого Н.Н., Обоскалова BJL, Сенновой Е.В., Семёнова В.А., Синьчугова Ф.И., Трубицына В.И., Черкесова Г.Н. и их коллег.
Несмотря на большое количество проведённых исследований в области надёжности, в современных условиях актуальность этой проблемы не снижается. Это определяется, прежде всего, как постоянным развитием ЭЭС, так и изменением условий их функционирования. Развитие ЭЭС в первую очередь связано с формированием сложных электрических схем и, как следствие, расширением множества состояний ЭЭС. При этом наличие в схемах автоматических и неавтоматических КА, а также практически непрерывное изменение конфигурации схемы в процессе эксплуатации, приводит к изменению как режимных, так и схемных характеристик.
В работах Кучерова Ю.Н., Манусова В.З., Синьчугова Ф.И., Фокина Ю.А. и др. отмечается, что в ЭЭС со значительным числом КА существенное влияние на уровень надёжности оказывают не только режимы работы основного оборудования и структура схемы электрической сети, но и надёжность функционирования самой коммутационной аппаратуры в период оперативных переключений и в аварийных состояниях системы.
На современном этапе развития теории надёжности (в работах Арзамасцева Д.А., Обоскалова В.П., Синьчугова Ф.И., Харченко А.М., Allan R.N., Billmton R. и др.) предлагаются такие методы оценки надёжности ЭЭС, которые позволяют оценить надёжность либо на основе анализа структуры схемы (методы структурной надёжности), либо (в работах Кучерова Ю.Н., Манусова В.З., Обоскалова В.П., Трубицына В.И., Труфанова В.А., С. Concordia, Patton А.О. и др.) на основе результатов расчёта электрического режима (методы оперативной, или режимной, надёжности). При расчётах структурной надёжности принимается допущение о бесконечной пропускной способности связей, и не учитываются ограничения режимных параметров. Методы оперативной надёжности (в международной терминологии [123,124] contingency analysis) дают более реальную оценку надёжности ЭЭС вследствие учёта при таких расчётах пропускной способности элементов схемы. Реализация этих методов нашла отражение в различных вычислительных комплексах, в частности, «Струна», НЭСИ [2,3], ОРИОН [94,100], АНАРЭС [115], ЯНТАРЬ [33], «Поток-3» [47,54], «Deep Search» [88,90], «MEXICO», «SICRET» [54,107] и др. С помощью таких вычислительных комплексов представляется возможным провести расчет статистических (долговременных) показателей надёжности для заданной структуры схемы (без учёта режимных ограничений), либо с учётом режимных ограничений и анализом установившихся и предельных режимов. Ряд ПВК [47,88,90,115] по- зволяют моделировать коммутационные схемы станций и подстанций, контролировать состояние КА, моделировать отказы типа «короткое замыкание» и «обрыв» оборудования в нормальной и ремонтной схемах энергообъектов, при успешном срабатывании и при отказе в срабатывании выключателей.
Следует отметить значительное влияние надёжности работы КА на оценку надёжности отдельных энергообъектов, входящих в энергосистему, таких как электростанции, станции, подстанции, распределительные пункты. Как показывает практика эксплуатации, большинство отказов КА происходит в момент их срабатывания (включения или отключения). В этот же момент снижается технический ресурс* КА, определяемый ресурсной характеристикой, которая отражает количество выполненных операций КА на включение и отключение, а именно, число срабатываний КА. При возрастании с течением времени числа срабатываний КА его технический ресурс снижается (вырабатывается), и, как следствие, повышается вероятность отказа в срабатывании.
В основном, все переключения КА осуществляются при проведении оперативных переключений (от 0,1 до 0,6 часа), в аварийных (0,3 секунды) и послеаварийных (несколько часов) режимах работы энергообъектов. При этом изменяется конфигурация электрической схемы энергообъекта, что связано с изменением состояния значительного количества КА. Именно в эти короткие интервалы времени существенно снижается технический ресурс КА, изменяется его ресурсная характеристика и вследствие этого повышается вероятность отказа КА в срабатывании.
Вместе с тем, методическим вопросам оценки влияния надёжности КА на надёжность энергообъектов не уделено должного внимания, что в свою очередь препятствует принятию обоснованных, прежде всего, оптимальных «схемных» решений при оперативном управлении энергообъектами. Всё это обусловливает актуальность вопросов анализа надёжности энергообъектов на достаточно коротких интервалах времени, равных длительности оперативных переключений * Под техническим ресурсом согласно [110] понимается наработка от начала эксплуатации объекта или ее возобновления после предупредительного ремонта до наступления предельного состояния этого объекта. и последующих послеаварийных режимов, связанных с возможными отказами КА в момент переключений. Основными учитываемыми факторами при этом будут являться: конфигурация электрической схемы, состав и состояние её элементов, надёжность К А, а также фактор времени.
При такой постановке задачи надёжности существующие расчётные процедуры и созданные на их основе ПВК не могут быть применимы по условиям полноты учитываемых факторов, объёма требуемой исходной информации на коротких интервалах времени, а также по возможностям применения ПВК в реальном времени. Указанные обстоятельства требуют развития существующих методов решения указанной проблемы, разработки новых моделей, методик и алгоритмов, а также специализированных ПВК с целью учёта новых факторов и повышения качества принимаемых решений при оперативном управлении энергообъектами.
В диссертационной работе исследуется оперативная надёжность энергообъектов с учётом фактора времени и надёжности работы КА. В работах Фокина Ю.А. [88,89] в рамках оперативной надёжности ЭЭС при её классификации по интервалам времени предложено понятие «коммутационной надёжности», учитывающей также и работу коммутационных аппаратов. Это понятие используется и в данной работе.
В дальнейшем под «коммутационной надёжностью» будем понимать надёжность объекта на коротких интервалах времени с учётом изменения ресурсной характеристики КА при выполнении коммутаций.
Целью работы является определение зависимостей вероятностных характеристик надёжности энергообъекта от величины технического ресурса КА, который изменяется в момент проведения переключений, чтобы оценить, в какой степени это изменение повлияет на выполнение основной функции надёжности бесперебойного электроснабжения потребителей в короткие интервалы времени. Для этого необходимо разработать методику и модель расчета комму- тационнои надёжности энергообъектов в соответствии с вышеуказанными требованиями теории и практики эксплуатации.
Дня достижения указанной цели в работе были поставлены и решены следующие задачи:
Анализ и обоснование актуальности проблемы оценки коммутационной надёжности энергообъектов и особенностей её решения.
Анализ существующих методов оценки структурной надёжности, учитывающих надёжность работы КА, и методов расчёта оперативной надёжности, позволяющих учитывать режимные характеристики, а также специализированных методов оценки коммутационной надёжности энергообъектов, предлагаемых на современном этапе развития теории надёжности.
Получение расчётных выражений для получения вероятностных характеристик надёжности энергообъектов с учётом изменения ресурсной характеристики КА, определяемое количеством срабатываний КА, на достаточно коротких интервалах времени (от долей минуты до нескольких часов).
Разработка методики и специализированной модели расчёта коммутационной надёжности энергообъектов на коротком интервале времени или в любой заданный момент времени на этом интервале с учетом вышеуказанных требований к расчётам надёжности.
Анализ способов технического обслуживания КА и разработка основных принципов применения на практике перспективных диагностических систем для контроля состояния такого оборудования, прежде всего, систем мониторинга КА, а также получения исходной информации на коротких интервалах времени.
Разработка программно-вычислительного комплекса для оценки коммутационной надёжности энергообъектов с целью его применения, как в исследовательских целях, так и на практике в качестве советчика диспетчера электрических сетей ЭЭС в период оперативных переключений.
Методы исследования.
Для решения поставленных в работе задач применялись методы математического анализа, теории графов, теории вероятностей, случайных процессов и математической статистики, математического (линейного и нелинейного) программирования, а также общие методы теории надёжности. Проверка эффективности разработанных моделей, а также их обоснованность и достоверность, осуществлялась с помощью вычислительных экспериментов применительно к ряду тестовых, а также реальных электрических схем.
Научная новизна.
Представлена постановка задачи оценки коммутационной надёжности энергообъектов и отмечены особенности её решения.
На основе анализа методов оценки структурной и оперативной надёжности ЭЭС предложен набор показателей, которые могут быть использованы при оценке коммутационной надёжности энергообъектов.
Получены расчётные выражения для определения зависимости вероятностных характеристик надёжности энергообъекта от величины технического ресурса КА в момент переключений.
Разработан методический подход к анализу надёжности энергообъектов на коротких интервалах времени (время оперативных переключений, длительности аварийных и послеаварийных режимов) с целью получения количественной оценки влияния изменения технического ресурса КА на основную функцию надёжности бесперебойного электроснабжения потребителей.
Приведены содержательная постановка и математическая формулировка задачи оценки коммутационной надёжности энергообъектов, учитывающей изменение технического ресурса КА с течением времени, а также позволяющей получить показатели надёжности энергообъектов для короткого интервала времени или любого заданного момента времени на этом интервале.
Разработана модель, реализующая вышеуказанные особенности расчётов коммутационной надёжности энергообъектов, а также возможные страте- гии оптимизации режимов в электрической сети с целью обеспечения требуемой надёжности электроснабжения потребителей, прежде всего, в период оперативных переключений при выполнении заявок на коммутации в электрической сети.
Разработанные методика и модель расчёта коммутационной надёжности энергообъектов реализованы в ПВК ОКеаН.
Исследованы и предложены перспективные системы технического обслуживания КА с элементами мониторинга и периодического контроля такого оборудования.
Разработаны основные принципы организации системы мониторинга КА на практике для получения исходной информации при расчётах коммутационной надежности энергообъектов.
Практическая ценность.
Разработанный программно-вычислительный комплекс оценки коммутационной надёжности энергообъектов позволяет рассчитать показатели надёжности для периода оперативных переключений, проанализировать заданное возмущение и тем самым помочь диспетчеру в выборе мероприятий по обеспечению коммутационной надёжности энергообъекта в конкретных условиях его функционирования.
Разработанные методика и модель оценки коммутационной надёжности энергообъектов при соответствующем программном обеспечении позволяют выполнять расчёты надёжности в реальном времени с учётом изменения состояния КА, рассматривать заявки на вывод оборудования в ремонт и по результатам оперативных расчётов сформировать диспетчеру конкретные рекомендации.
Результаты проведённых исследований также могут быть использованы в энергоснабжающих организациях и энергокомпаниях, занимающихся совершенствованием работы электрических сетей, техническим обслуживанием и модернизацией КА.
Эффективность и перспективы работы.
Предложенные современные системы диагностирования состояния КА и разработанные основные принципы их применения на практике позволят с минимальными затратами перейти от системы ППР к обслуживанию по техническому состоянию. Информация, получаемая с помощью предлагаемой системы диагностики КА, может быть использована в качестве исходной при расчётах коммутационной надёжности энергообъектов.
Разработанные модели и ПВК ОКеаН позволят диспетчеру оперативно принять соответствующие решения по устранению конкретного нарушения и снизить затраты на эксплуатацию энергообъекта.
Реализация результатов работы.
Результаты исследований были применены при выполнении работ по хоздоговорным тематикам и госбюджетных работ по планам Министерства образования РФ на 2001-2003 гг. По тематике исследований опубликованы статьи, выпущены отчёты по НИР.
Методические разработки использовались в учебном процессе по электроэнергетическим специальностям ГОУВПО «Братский государственный технический университет».
Апробация работы.
Основные положения работы и отдельные её разделы докладывались и обсуждались на международных, всероссийских, региональных конференциях, в том числе на: научно-технической и методической конференции «Энергосбережение. Электроснабжение. Электрооборудование» (г. Санкт-Петербург, 1999г.); международной научно-технической конференции «Вклад вузовской науки в развитие приоритетных направлений производственно-хозяйственной деятельности, разработку экономичных и экологически чистых технологий и прогрессивных методов обучения» (г, Минск, БГПА, 1999 г.); федеральной научно-технической конференции «Электроснабжение, энергосбережение и электроремонт» (г. Новомосковск, МЭИ - Новомосковский институт РХТУ им. Д.И. Менделеева, 2000 г.); всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов» (г. Благовещенск, Амурский государственный университет, 2000 г.); всероссийской конференции молодых специалистов электроэнергети-ки-2000 (г. Москва, РАО «ЕЭС России»); региональной научной конференции студентов, аспирантов и молодых учёных «Наука. Техника. Инновации», (г. Новосибирск, НГТУ, 2001-2003 гг.); региональной научно-практической конференции «Интеллектуальные и материальные ресурсы Сибири» (г. Иркутск, Иркутское региональное отделение Академии наук высшей школы России, 2001-2003 гг.); российском национальном симпозиуме инженеров-электриков и третьем интернациональном симпозиуме по исследованию энергосистем и проблемам экономики, а также научных семинарах «Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики» (г. Казань, Казанский государственный энергетический университет, 2000 год, г. Туапсе, 2002 год); всероссийской научно-технической конференции «Энергосистема: управление, качество, безопасность» (г. Екатеринбург, 2001 г.);
10) втором международном конгрессе студентов, молодых учёных и спе циалистов «Молодёжь и наука - третье тысячелетие» (г. Москва, МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2002 г.);
И)всероссийской научно-практической конференции с международным участием «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири» (г. Иркутск, Иркутский гос. тех. университет, 2002г.);
12) ежегодной конференции научной молодежи (г. Иркутск, Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 2002 г.);
13) научно-технических и методических конференциях Братского государственного технического университета (г. Братск, БрГТУ, 1999-2004 г.г.). Основные положения, выносимые на защиту.
Методика расчёта коммутационной надёжности энергообъектов.
Модель оценки коммутационной надёжности энергообъектов.
Алгоритмы, реализованные в ПВК ОКеаН для исследований коммутационной надёжности энергообъектов.
Система технического диагностирования КА и вероятностные характеристики надёжности КА, определяемые с помощью информации, получаемой в системе диагностики.
Результаты проведённых исследований коммутационной надёжности энергообъектов на примере схемы Северных электрических сетей ОАО «Иркутскэнерго».
Публикации.
По результатам исследований соискателем лично и в соавторстве опубликовано свыше 40 работ, в том числе депонированная научная работа «Исследование структурно-функциональной надёжности электрических сетей энергосистем» (в соавторстве), зарегистрированная в ВИНИТИ, г. Москва. Основные результаты диссертационной работы отражены в центральной печати (журналы «Проблемы энергетики», «Электрика», «Вестник АмГУ», «Вестник ИРО АН ВШ», «Енергетика: економіка, технології, екологія»). Публикации отражают основные результаты диссертационной работы.
Объем и структура работы.
Работа содержит всего 232 страницы текста, в том числе 149 страниц основного текста, иллюстрированного 31 рисунком и 1 б таблицами, и состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы на 13 страницах (129 наименований) и пять приложений (70 страниц).
Во введении обосновывается актуальность представленной работы, сформулированы цели и задачи исследований, приведены положения, выноси- мые на защиту, отмечена научная новизна получаемых результатов, освещено содержание диссертации.
В первой главе выполняется анализ коммутационной надёжности энергообъектов, отмечаются особенности её оценки, вьвделены условия, при которых функционирование КА является определяющим, а также сформулированы основные задачи предлагаемой работы. Особое внимание уделяется методам структурной надёжности ЭЭС, которые учитывают конфигурацию схемы и надёжность работы КА. Приведены упрощенная и полная модели отказов КА, которые используют данные методы. В этой же главе рассматриваются методы оперативной надёжности ЭЭС, с помощью которых расчёт показателей надёжности проводится с учётом ограничений на режимные параметры. Помимо указанных методов рассматриваются специализированные методы оценки коммутационной надёжности энергообъектов, которые требуют дальнейшего развития и модернизации. В этой же главе определяется область применения оптимизационных подходов и используемых в настоящее время критериев оптимизации надёжности. Приводятся соображения по применению рассмотренных методов и подходов в задаче оценки коммутационной надёжности энергообъектов.
Во второй главе разрабатывается методика расчета коммутационной надёжности энергообъектов. Подробно рассматриваются основные этапы решения данной задачи. Исследуется применение принципа п-1 для выбора и анализа конкретного аварийного возмущения на энергообъекте. По результатам проведённых исследований разрабатывается модель расчёта коммутационной надёжности энергообъектов. Формулируются основные требования и учитываемые факторы при построении модели, а также принимаемые допущения. Излагается характер исходной информации, необходимой для проведения расчётов в рамках разработанной модели. В этой же главе приведена модель оптимизации расчётных режимов при оценке коммутационной надёжности энергообъектов и приводится алгоритм расчёта показателей коммутационной надёжности. Пред- ставлены структура и принципы организации ПВК ОКеаН, а также его технические характеристики.
Третья глава посвящена разработке основных принципов применения предлагаемых систем диагностики состояния КА на практике с целью получения исходной информации для оценки коммутационной надёжности энергообъектов на коротких интервалах времени. Рассматриваются существующие на настоящий момент в практике эксплуатации системы технической диагностики выключателей. Анализируются современные системы мониторинга коммутационной аппаратуры. Исследуется актуальная в настоящее время задача оперативного диагностирования КА с учётом фактора надёжности. Излагаются общие принципы организации системы ЦОКН. Разрабатываются основные принципы реализации на практике систем мониторинга КА, а также периодического контроля такого оборудования. Разработаны расчётные выражения для определения показателей надёжности КА с помощью информации, получаемой в системе диагностики.
В четвертой главе в качестве примера рассчитываются показатели коммутационной надёжности схемы Северных электрических сетей ОАО «Иркутскэнерго» с использованием ПВК ОКеаН. Проводится исследование коммутационной надёжности этой схемы при различных режимах её работы и схемах коммутаций для времени оперативных переключений, а также при рассмотрении заявок на вывод оборудования в ремонт. Для заданного конкретного нарушения нормального функционирования анализируемой схемы Северных электрических сетей выполняются оптимизационные расчёты. Приводятся конкретные рекомендации по эксплуатации электрической сети. В этой же главе предлагаются основные мероприятия по обеспечению и повышению коммутационной надёжности энергообъектов. Рассматривается вопрос установки перспективных элегазовых КА на энергообъектах.
В заключении сформулированы основные результаты проведённых научных исследований, и представлены рекомендации для эффективного управле- ния энергообъектами в текущей эксплуатации. Определены основные направления дальнейших исследований.
В приложениях приведены основные термины и понятия, используемые при оценке коммутационной надёжности энергообъектов, модель расчёта текущего режима в задаче оценки коммутационной надёжности энергообъектов, основные вычислительные модули ПВК ОКеаН, примеры оптимизации режимов расчетных состояний для различных тестовых схем в модели оценки коммутационной надёжности энергообъектов, основные принципы организации системы технического диагностирования КА на практике, а также исходные данные и результаты исследований коммутационной надёжности схемы Северных электрических сетей ОАО «Иркутскэнерго».
Методы оценки коммутационной надёжности энергообъектов
В рассматриваемой схеме рисунка 1.2 также возможны такие ситуации, когда потребитель отключается на время аварийного ремонта выключателя. Так, при отказе выключателя Q10 с целью локализации аварийной ситуации отключается выключатель Q5, что приводит к отключению всех элементов магистрали а-е. В течение нескольких минут срабатывают устройства АВР2 и АВРЗ схемы для восстановления питания потребителей Р} и Р3. Если при этом устройство АВР4 выведено, то в течение времени оперативных переключений отключаются элементы цепи е-т, и потребитель Р$ теряет питание на время аварийного ремонта выключателя Q10. По истечении времени оперативных переключений включается выключатель Q5. Элементы цепей а-f и с-к также включаются в работу, а устройства АВР2 и АВРЗ отключаются. Таким образом, в рассматриваемой ситуации потребитель Р5 полностью теряет питание на время аварийного ремонта выключателя Q10, которое на практике может составлять несколько часов.
Возможны и другие ситуации, которые свидетельствуют о том, что во время оперативных переключений может возникать дефицит мощности в сети и длительные отключения потребителей. Поэтому при проведении оперативных переключений на энергообъекте диспетчеру необходимо проанализировать характерные ситуации и спланировать схему и режим для конкретного периода времени таким образом, чтобы предотвратить возможный дефицит мощности у потребителей, перегрузку элементов схемы и другие нежелательные последствия.
Проведённые исследования показывают, что последствия отказов КА зависят как от структурной значимости КА в электрической схеме, так и от режима работы энергообъекта. При этом могут быть получены различные расчётные схемы и, как следствие, множество режимов, которые необходимо исследовать.
Отказы К А сопровождаются как отключением самого выключателя, так и всех подключенных к нему элементов. При этом в зависимости от конфигурации электрической схемы в отключаемую область входит от одного элемента (при независимых отказах КА) до нескольких (зависимый отказ). При отказах КА устройства РЗиА действуют на отключение соседних выключателей. Это увеличивает тяжесть аварии по причине как расширения области отключения (и, следовательно, ослабления схемы) и роста количества отключенных потребителей, так и увеличения длительности отказа. Вместе с тем, как показывают проведённые выше исследования, наложение независимых отказов КА и отказов других элементов схемы являются маловероятными событиями и могут не рассматриваться. Последнее позволяет при анализе отказов КА использовать принцип л-1, что существенно снижает количество анализируемых расчётных состояний.
В связи с вышеизложенным, необходимо на коротких интервалах времени учитывать надёжность КА, поскольку последствия отказов такого оборудования могут быть достаточно серьёзными.
Следует отметить, что существующие методы и модели оценки надёжности энергообъектов, в частности методы структурной и оперативной надёжности [2,3,9,47,49,55,74-76,112 и др.], ориентированы на достаточно длительные интервалы времени - год и более, когда элементы являются восстанавливаемыми, и практически не рассматриваются вопросы анализа надёжности на коротких интервалах времени (от нескольких минут до нескольких часов). При этом методы структурной надёжности [3,18,32,35,67,76] не анализируют режимные условия функционирования ЭЭС, хотя позволяют учесть отказы КА в срабатывании. В связи с этим совместно не рассматриваются такие факторы, как изменение конфигурации схемы, состав и состояние её элементов, различные условия эксплуатации КА, работа устройств РЗиА, режимы работы энергообъекта и фактор времени.
В работе при оценке коммутационной надёжности энергообъектов предполагается учитывать вышеуказанные факторы, и расчёты показателей надёжности проводить с учётом временного аспекта. Объектами такого исследования выбраны объекты ЭЭС - электростанции, станции, подстанции и распределительные пункты, называемые в работе как энергообъекты. Для исследования коммутационной надёжности энергообъектов в диссертационной работе предполагается: 1) из совокупности существующих методов и подходов выбрать и рекомендовать наиболее обоснованные для применения к оценке коммутационной надёжности энергообъектов, а также выбрать критерий такой оценки, разработать методику расчёта и показать работоспособность предлагаемой методики посредством выполнения соответствующих исследований; 2) используя предлагаемую автором методику расчёта коммутационной надёжности энергообъектов с целью учёта в ней новых факторов, разработать модель и алгоритмы расчёта коммутационной надёжности энергообъектов, провести их исследование и на этой основе рекомендовать средства и способы обеспечения и повышения коммутационной надёжности энергообъектов; 3) разработать вычислительный комплекс для проведения расчётов коммутационной надёжности на ПЭВМ как в исследовательских целях, так и на практике в качестве советчика диспетчера при оперативном управлении работой энергообъектов; 4) выполнить анализ имеющихся систем диагностирования КА, в том числе и современных систем мониторинга КА, для получения исходной информации на коротких интервалах времени при расчётах коммутационной надёжности энергообъектов и рекомендовать наиболее приемлемую; 5) привести конкретные рекомендации по исследованию коммутационной надёжности энергообъектов как при текущей эксплуатации, так и при планировании режимов работы энергообъекта. Методы оценки коммутационной надёжности энергообъектов должны учитывать: 1) фактор времени; 2) надёжность КА на коротких интервалах времени с анализом последствий отказов КА в рамках энергообъекта при изменении расчётной схемы; 3) учёт режимных характеристик при оценке показателей коммутационной надёжности энергообъектов. Кроме того, при оценке коммутационной надёжности энергообъектов предполагается учитывать фактор старения оборудования и считать элементы невосстанавливаемыми. Следует также отметить, что за короткий период времени ремонтные работы, а, следовательно, и процессы восстановления не могут быть завершены. При решении задачи оценки коммутационной надёжности необходимо использовать доступную информацию об объектах (элементах) и их состояниях. Такая информация может быть получена по результатам обработки измерений в системе диагностики, либо по среднестатистическим данным, предлагаемым в различных нормативных документах, либо в справочниках по надёжности, в частности, в [И 1 ]. Далее рассматриваются методы структурной надёжности, которые учитывают изменение конфигурации схемы в процессе коммутаций и, с определённой степенью точности, надёжность КА, а также методы оперативной надёжности, учитывающие режимные характеристики функционирования энергообъектов.
Программно-вычислительный комплекс ОКеаН для оценки коммутационной надёжности энергообъектов
Следует отметить, что решение (2.36) в денежном эквиваленте имеет смысл при оценке затрат на обеспечение или повышение коммутационной надёжности энергообъекта в послеаварийных режимах его работы, либо при оценке затрат в аварийных режимах до момента локализации аварийной ситуации. При накоплении в процессе эксплуатации соответствующего статистического материала по аварийным ситуациям, с оценкой затрат на ликвидацию этих ситуаций, в дальнейшем диспетчеру представится возможным рассчитать оптимальные управляющие воздействия для конкретных условий функционирования энергообъекта.
При планировании режимов работы энергообъектов в качестве коэффициентов cm(t) и c m(t) целесообразно использовать коэффициенты важности нагрузок в узлах, задаваемых с учётом категорий потребителей по надёжности. В этом случае при проведении соответствующих исследований для каждой конкретной аварийной ситуации может быть определён состав отключаемых потребителей, и составлены графики ограничения (отключения) этих потребителей в рассматриваемой электрической сети. Предлагаемый способ широко применяется на практике для ликвидации как глобальных (дефицит первой категории) небалансов мощности, так и для прогнозируемых локальных и смешанных (второй и третьей категории) дефицитов. Понятно, что в случае возникновения внезапных дефицитов в сети потребуется автоматизация этого способа.
В выражениях (2.37)-К2.44) величины: Ps (t) - перетоки мощности по связи s в различных (прямом и обратном) направлениях, кВт; APS - параметр потерь мощности в связи s; [м,] , Ь - элементы первой матрицы инциденций [Мг]ш; P {t) P (t) - вырабатываемая мощность и текущая нагрузка в узлах, кВт; Ps , Ps - максимальная пропускная способность связей в различных (прямом и обратном) направлениях, кВт; Р, Р - располагаемая генерирую-щая мощность и заявленная нагрузка в узле /и, кВт. расчётная схема задается в виде М узлов и S связей между ними; для каждого узла задаётся либо располагаемая, Р и вырабатываемая, P{t) генераторная мощность, либо заявленная, Р и текущая нагрузка, P(t); узел может характеризоваться нулевыми значениями указанных параметров; для каждой связи задаются пропускные способности в прямом и об ратном направлениях, Ps и Ps , соответственно; коэффициенты функционала cm(t) для нагрузочных узлов характеризуют ущерб от недоотпуска электроэнергии, если узел дефицитный, и тарифную ставку за дополнительный отпуск 1 кВт мощности, если этот узел избыточный; значения коэффициентов могут также соответствовать коэффициентам важности нагрузок в узлах с учётом их категорийности; коэффициенты функционала c m(t) для генерирующих узлов характеризуют стоимость дополнительной вырабатываемой мощности (стоимость топливной составляющей себестоимости электроэнергии); в качестве исходных приближений используются параметры текущего режима работы энергообъекта. Сформулированная задача оптимизации является задачей нелинейного программирования. Целевая функция (2.36) линейна, ограничения (2.37), характеризующие баланс мощности в сети, в виде равенств нелинейны вследствие учёта потерь мощности в связях. Остальные ограничения заданы в виде двусторонних неравенств. При этом ограничения (2.38) и (2.39) должны выполняться для текущей нагрузки (генерации) на расчетном часе. Предлагаемая задача оптимизации решается методом внутренних точек [21]. При реализации этого метода исходное приближение должно быть строго внутренней точкой допустимой области, определяемой ограничениями задачи, что обеспечивает сходимость к оптимальному решению. Следует отметить, что выбор исходного приближения в значительной мере влияет на сходимость итерационного процесса. В модели при решении задачи оптимизации за исходное приближение независимых переменных принимаются величины, полученные по оценкам текущего режима работы энергообъекта, если эти оценки находятся в допустимой области, в частности, если нет перегрузки связей: В противном случае в качестве исходных приближений для Ps(t) принимаются нулевые значения [24,29,102], а величины zm(t) и ym{i) рассчитываются в соответствии со следующими выражениями: где индексы (0) означают начальные приближения переменных; (1)и(2)— нижнюю и верхнюю границы задаваемых величин. В этом случае составляющая ЬтЬР5Р}{{) в балансовых уравнениях (2.37) не влияет на выбор начального приближения, поскольку Ps (t) = 0. В работах [24,29] математически доказано, что при исходных приближениях, задаваемых выражениями (2.46) и (2.47), может быть получено глобальное решение задачи, хотя ограничения-равенства (2.37) обусловливают невыпуклость множества допустимых решений. Для этого случая следует отметить, что при задании иных исходных приближений, например, по расчётам текущего режима, существует опасность получать локально оптимальные решения. Результаты соответствующих исследований приведены в Приложении 3 на примере различных тестовых схем.
Оценка показателей надёжности коммутационного оборудования в системе диагностики
Развитие методов и средств ТД создаёт предпосылки для реализации новых технологий обеспечения надёжности КА за счёт управления их техническим состоянием. Такое управление должно быть в первую очередь направлено на поддержание надёжности оборудования в течение всего срока его службы. При этом управление режимами его работы, перевод оборудования в резерв, техническое обслуживание и ремонт должны рассматриваться как составные части этого процесса.
В мировой практике [20,56,68,81,95] тенденция такого перехода направлена на организацию системы мониторинга в режиме реального времени с последующим прогнозом состояния оборудования. Созданием подобных диагностических систем в настоящее время занимается, в частности, американский институт EPRI (США). Проводимые им исследования показали [20,57], что применение мониторинга в режиме реального времени позволяет при сохранении эксплуатационных ресурсов существенно увеличить надёжность КА. С этих позиций диагностика должна формироваться с учетом двух основных положений: 1) широкое применение мониторинга; 2) приоритетность в ремонте выключателей в зависимости от величины остаточного ресурса и места их установки в распределительной сети.
В последнее время среди специалистов возникли дискуссии по вопросу приоритетности использования только постоянного или только периодического контроля. Главный вопрос, обсуждаемый в ходе дискуссий, заключается в том, какому типу контроля следует отдать предпочтение: мониторингу в режиме реального времени или периодическому контролю КА. При этом на отдельных энергообъектах до сих пор используется ПНР. Понятно, что выбор одного из указанных методов (мониторинг или периодический контроль) должен основываться на накопленном опыте эксплуатации такого оборудования.
В настоящее время соотношение между этими методами распределяется следующим образом. В зарубежных ЭЭС 34% используют мониторинг, 29% применяют методы периодического контроля, 21% используют оба метода контроля, остальные 16% предпочитают систему ППР с четкой регламентацией сроков и типов плановых ремонтов. Иная картина наблюдается в отечественных ЭЭС. Более 80% отдают предпочтение ППР, 16 % используют периодический контроль и только 4 % - мониторинг. Поэтому пока только в зарубежных ЭЭС существует представительный опыт в использовании мониторинга.
Практика эксплуатации КА зарубежных ЭЭС показывает [20,57], что по сравнению с периодическим контролем гораздо эффективнее применять мониторинг в режиме реального времени, особенно для выключателей, обслуживающих наиболее загруженные линии. Так, согласно [20,57], две нью-йоркские и одна канадская энергокомпании применили мониторинг для выключателей на высоковольтных подстанциях, через которые осуществляется передача электроэнергии из Канады в США. Компании New York Power Authority, Consolidated Edison Co. of New York (CON ED) и IREQ совместно с энергокомпанией Empire state electric energy research Corp. (Нью-Йорк) приняли участие в исследовательском проекте с целью получения информации о работе как элегазовых, так и высоковольтных воздушных выключателей. Аппаратура для записи работы выключателей типа Moniteq, была установлена на 11 выключателях в Северной Америке, а именно, на 6 элегазовых типа SFA с рабочим напряжением 345 и 800 кВ и на 5 воздушных типа РК на напряжения 245 и 800 кВ. Эти комплексы, снабжённые системами записи в режиме реального времени, обеспечили своевременное предупреждение аварий, что позволило сэкономить более 1 млн. долларов (в ценах 1998 года). Благодаря выявлению четырёх функциональных неполадок анализируемого выключателя и оперативной обработке полученной информации представилось возможным правильно объяснить причины серьёзного повреждения выключателя, которое раньше не удавалось обнаружить в ходе текущей эксплуатации. Таким образом, применение мониторинга обеспечило надёжную работу КА при выполнении коммутаций. Поэтому в зарубежных энергосистемах всё активнее начинают использовать современную технологию диагностики, в первую очередь, мониторинг текущего состояния КА.
Использование периодического контроля (без снятия напряжения с токо-ведущей установки) также требует значительных капиталовложений. Стоимость новой аппаратуры для записи работы КА, портативных измерителей и дистанционных детекторов может исчисляться несколькими тысячами долларов. Вместе с тем, не меньшая сумма может быть потрачена и на ремонт повреждённого в процессе эксплуатации оборудования.
В связи с этим только взвешенная политика в использовании новейших средств диагностирования КА в конечном итоге позволит с минимальными затратами перейти от системы ППР к обслуживанию по техническому состоянию, и, как следствие, выйти на новый уровень технических характеристик функционирования энергообъектов. На рисунке 3.2 представлен пример системы мониторинга элегазовых выключателей.
Для эффективной работы такой системы предлагается соответствующий набор средств ТД (табл. П.4.2). В условиях текущей эксплуатации энергообъектов при создании такой системы необходима установка микропроцессорных средств контроля технического состояния КА либо использование дистанционных измерителей, которые позволят не только осуществить контроль состояния КА, но и обеспечить безопасную работу эксплуатационного персонала при проведении измерений под напряжением. Следует особо подчеркнуть, что такие средства наиболее эффективны при эксплуатации малообслуживаемого оборудования, в частности, элегазовых выключателей. Однако часть из них может быть также широко использована для воздушных и масляных КА, получивших наибольшее распространение в отечественной практике.
Способы повышения коммутационной надёжности энергообъектов
Как показано на этом рисунке, вывод в текущий ремонт выключателя Q27 требует переключения автотрансформатора АТ2 на обходную систему шин В5. Исследуем данную ситуацию в рамках сетевого участка для случаев, когда: 1) в период оперативных переключений отсутствуют какие-либо нарушения режима (табл. П.5.16); 2) в момент проведения оперативных переключений отказывает выключатель Ql, Q2, Q37, Q15, или Q32 в схеме рисунка 4.1 (табл. П.5.17).
При расчётах полагается, что переключения выполняются оперативным персоналом в рабочее время (исследуются 8-ой и 9-ый часы по графику нагрузки). Анализ полученных результатов таблицы П.5.17 показывает, что ожидаемый дефицит на интервале времени 8-ой час составляет 96,8 МВт, а ожидаемый недоотпуск 205 кВт-ч. При таком значении недоотпуска ожидаемый ущерб составляет 95,71 долл. за один час, а затраты - 110,69 долл./час. Суммарные затраты составляют 206,4 долл./час. Для 9-го часа по графику нагрузки ожидаемые величины: дефицит 300,42 МВт, недоотпуск 5116,66 кВт-ч, ущерб 323,53 доллУчас, суммарные затраты 323,53 долл./час. В связи с этим вывод выключателя Q27 в ремонт целесообразно проводить на 8-ом часе по графику нагрузки. В этот интервал ожидаемые величины дефицита, недоотпуска, а также ущерба и затрат, меньше по сравнению с 9-ым часом по графику нагрузки.
Следует отметить, что все расчёты проведены для случая, когда генерация на 1 и 2 секции шин Братской ГЭС распределена неравномерно. Расчеты коммутационной надёжности схемы СЭС в нормальном режиме и при различных состояниях элементов показали, что равномерное распределение генерирующей мощности по секциям шин Братской ГЭС приводит к увеличению потерь мощности в сети, росту дефицита в узлах и по сети в целом, а также к перегрузке связи 10-4 (линии БрA3-1,2,3) до значения 1,16 в нормальном режиме на всем расчётном периоде. Недоотпуск электроэнергии в этом же режиме увеличивается до 2163 кВт ч за сутки. Вероятность безотказной работы снижается до 0,981678, а коэффициент обеспеченности электроэнергией составляет 0,988345.
Кроме того, для исследуемой схемы СЭС выполнена оценка коммутационной надёжности данного сетевого участка по результатам оптимизации режимов работы этой схемы. При этом проведена оптимизация нормального режима для 11-го, 13-го, 14-го, 19-го, а также 8-го и 9-го часов; выполнена оптимизация режима при наиболее тяжёлых возмущениях для исследуемой схемы, а также оптимизация режимов работы схемы СЭС при ремонте выключателя Q27 на ОРУ-220 кВ Братской ГЭС. В таблице П.5,18 для сравнительной оценки приведены результаты расчёта текущего режима работы схемы СЭС на 8-ом и 9-ом часе по графику нагрузки.
В результате оптимизации нормального режима получены оптимальные значения загрузки генерирующего оборудования и нагрузки потребителей (табл. П.5.19). Показатели коммутационной надёжности для этого случая приведены в таблице П.5.20. При сравнении полученных результатов с результатами текущего режима, оказалось, что в оптимальном режиме суммарные затраты меньше, чем в текущем режиме. Кроме того, существенно снизились недоот-пуск и дефицит мощности по сети, перегрузка связей отсутствует.
При отказах К А (табл. П.5.21) в оптимальном режиме для 8-го часа, например, при отказе Q32 зафиксирована перегрузка одновременно в семи связях: 1-2 (Аг=1,82); 2-Ю (Az=l,73); 3-Ю ( 2=3,47); 7-1 ( 2=2,08); 7-3 ( 2=1,07); 7-4 (z=l,35); 15-2 (z=l,03). Выполненные исследования аналогично исследованиям, представленным в таблице П.5.15, показали, что отключение системой защиты любой из связей приводит к нарушению баланса мощности в сети. Это потребовало для 8-го часа в наиболее сложных ситуациях провести оптимизационные расчёты коммутационной надёжности схемы СЭС. Поскольку на 8-ом часе только при отказах выключателей Q15, Q32 и Q37 наблюдается перегрузка элементов схемы, то именно для этих расчётных ситуаций определены новые значения покрываемой нагрузки в узлах и загрузка генерирующего оборудования (табл. П.5.22). По этим данным рассчитаны показатели коммутационной надёжности схемы СЭС (табл. П.5.23). Расчёт оптимального режима работы схемы СЭС с новыми нагрузками на 8-ом часе показал, что перегрузка связей при отказах выключателей отсутствует. Однако в отдельных случаях дефицит несколько выше, чем в предыдущих расчётах (табл. П.5.21). Объясняется это тем, что при расчёте текущего режима с новыми оптимальными нагрузками перетоки мощности распределяются по связям таким образом, что потребители первой категории по надёжности получают требуемую нагрузку, а второй и третьей категории - ограничиваются по мощности вследствие введения ограничения на пропускную способность отдельных связей с целью ликвидации их перегрузки. Кроме того, для 8-го и 9-го часов рассмотрен вывод в текущий ремонт выключателя Q27 в схеме ОРУ-220 кВ Братской ГЭС, и возникновении при этом различных нарушений. При этом для 8-го часа расчёты выполнены с использованием данных таблицы П.5.22. Результаты показали (табл. П.5.24), что при проведении оперативных переключений на 8-ом или 9-ом часе для вывода в ремонт выключателя Q27 оптимальная загрузка оборудования и нагрузка в узлах должна соответствовать данным таблицы П.5.22 для 8-го часа и таблицы П.5.19 для 9-го часа по графику нагрузки.
Таким образом, можно проводить многочисленные исследования с изменением режимных параметров схемы, её конфигурации и характеристик надёжности оборудования, включая случаи работы устаревшего оборудования. По результатам расчётов представляется возможным выработать конкретные мероприятия по обеспечению и повышению коммутационной надёжности энергообъекта. Такие мероприятия можно подразделить на следующие группы: 1. При текущем управлении - изменение схемы коммутации и режима работы энергообъекта. 2. При планировании режимов работы - формирование ремонтных схем, планирование ремонтных работ на энергообъекте и заявок на коммутации в сети, разработка и планирование схемных решений и т.п. 3. Меры, связанные с установкой нового оборудования и совершенствованием его технического обслуживания. В следующем разделе рассматривается возможность установки на энергообъектах перспективных КА, в частности, элегазовых, как один из способов повышения коммутационной надёжности энергообъектов.
Похожие диссертации на Оценка коммутационной надежности энергообъектов
