Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ проблем мониторинга надежности в электроэнергетических системах 19
1.1. Проблемы внедрения интеллектуальных сетей 19
1.2. Анализ надежности основных элементов систем электроснабжения 21
1.3. Сравнительный анализ методов оценки надежности .27
1.4. Технические проблемы мониторинга надежности в электрических сетях 38
1.5. Анализ систем контроля аварийных режимов воздушных линий электропередачи 40
Выводы по первой главе 51
2. Расчет показателей надежности с учетом влияния внешних факторов .53
2.1. Информация о влиянии внешних факторов на надежность электрических сетей 53
2.2. Методы повышения достоверности при обработке статистических данных в информационно-измерительных системах .60
2.3. Анализ методик обработки статистических данных об авариях в информационно-измерительных системах .65
2.4. Основные показатели надежности в алгоритме мониторинга систем электроснабжения. 70
2.6. Алгоритм обработки информации в информационно- измерительной системе мониторинга .75
Выводы ко второй главе .80
3. Анализ топологических схем воздушных линий электропередачи по критериям надежности 82
3.1. Топологические методы расчета надежности энергетических систем 82
3.2. Анализ надежности методом минимальных путей и сечений сетей 88
3.3. Анализ надежности методом сигнальных графов .100
Выводы к третьей главе 108
4. Техническая реализация иис мониторинга и методики расчета показателей надежности .109
4.1. Активно-адаптивный алгоритм расчета надежности линий электропередач .109
4.2. Алгоритм расчета надежности сети с помощью метода сигнальных графов 114
4.3. Форма представления в ИИС первичной информации об отказах элементов системы 117
4.4 Методика определения топологической структуры ИИС .120
Выводы к четвертой главе .123
Заключение 124
Список использованных источников
- Анализ надежности основных элементов систем электроснабжения
- Методы повышения достоверности при обработке статистических данных в информационно-измерительных системах
- Анализ надежности методом минимальных путей и сечений сетей
- Форма представления в ИИС первичной информации об отказах элементов системы
Анализ надежности основных элементов систем электроснабжения
Внедрение интеллектуальной сети (Smart Grid) способно вывести электроэнергетику России на качественно новый уровень [19, 94], а именно существенно повысить надежность и экономичность функционирования и развития ЕЭС России, улучшить качество электроэнергии и обслуживания потребителей электрической энергии при ее удешевлении и сопутствующих услуг. Энергетическая система на базе концепции Smart Grid должна обладать возможностью дифференцировать услуги электроснабжения посредством предложения разных уровней надежности и качества электроснабжения по разной цене, обеспечивая в режиме реального времени мониторинг, диагностику и быструю реакцию на изменения надежности и качества электроснабжения [81]. Уровень надежности электроснабжения в интеллектуальных сетях может варьироваться от «стандартного» до «премиум» в зависимости от предпочтений потребителя. Управление различными уровнями надежности электроснабжения должно обеспечиваться оперативным устранением аварийных режимов в сети. Smart Grid должна обеспечивать оперативное определение причин и источников снижения надежности и качества электроснабжения, а также возможность устранения этих причин быстро и эффективно [22]. Интеллектуальные технологии, обеспечивающие двусторонние коммуникации и интегрированные в сеть, позволят энергетическим компаниям более оперативно определять, локализировать, изолировать и восстанавливать электроснабжение на расстоянии (удаленно) без привлечения «полевых» работников. Ожидается, что реализация концепции Smart Grid позволит снизить экстренные вызовы до 50 % [12, 92]. Удаленный мониторинг и контролирующие устройства системы могут создать самовосстанавливающуюся сеть, которая способна сокращать и предотвращать перебои, а также продлевать срок службы подстанционного и распределительного оборудования. Однако для реализации интеллектуальной сети необходимы большие скоординированные усилия (от научно-проектных разработок до массового изготовления и монтажа аппаратов и систем управления) [75]. Это обеспечить прорыв на качественно новом технологическим уровне, по последствиям сопоставимым с созданием ЕЭС СССР [2, 58]. Интеллектуальная сеть в своем составе должна содержать технические средства коррекции параметров электрических сетей, системы сбора, передачи и обработки информации, быстродействующие программы оценки состояния (текущего режима) и прогнозирования режимов энергосистемы, а также гибкую систему управления (сочетание централизованного и локального управления).
При проектировании интеллектуальных электрических сетей, которые в автоматическом режиме должны выявлять наиболее аварийно опасные участки сети, а затем с целью предотвращения аварии и снижения потерь изменять характеристики и схему сети, основной проблемой является информация о надежности сетей [22]. Особенностью определения показателей является то, что на надежность работы электрических сетей влияет большое количество различных факторов: конструкции опор, типы проводов, сроки эксплуатации, климатические условия т.д. [24, 50]. В настоящее время для оценки надежности энергетических сетей используются показатели надежности из справочников и книг. Однако эти показатели слишком усреднены по регионам, временам года и т.д. Поэтому результаты расчета не могут достоверно отображать реальную ситуацию и соответственно обоснованно проводить мероприятия по повышению надежности энергообеспечения и снижению аварийных режимов.
Очевидно, что определения достоверной информации о надежности электрических сетей необходимо в первую очередь внедрять информационно-измерительные системы (ИИС) учета аварий и накопления статистических данных для вычисления показателей надежности. ИИС в своем составе должны содержать измерительные преобразователи, устройства коммутации, каналы передачи и защиты информации, устройства обработки информации, устройств защиты и управления [2].
Для технической реализации ИИС, которые будут являться частью интеллектуальных электрических сетей, необходим анализ надежности основных элементов системы электроснабжения и существующих методик оперативной оценки показателей надежности. Эта информация необходима для обоснованного выбора структурной схемы ИИС, ее аппаратного состава и алгоритма обработки информации. Анализ надежности основных элементов систем электроснабжения Показатели надежности электрооборудования и линий электропередачи, находящихся в эксплуатации, оцениваются по материалам ОАО «Фирма ОРГРЭС» [50]. Эти показатели предназначены для сравнительных расчетов и оценок электрических сетей, энергосистем, систем электроснабжения потребителей и узлов нагрузки, оценки уровня надежности различных схем, определения целесообразности и эффективности мероприятий и средств повышения надежности и не предназначены для определения надежности отдельных видов оборудования и включения в технические задания на разработку нового оборудования [55].
Показатели надежности определены ОРГРЭС по данным об отказах действующего электрооборудования и линий электропередачи, содержащихся в картах отказов за период 1983—1989 гг., актах расследований технологических нарушений в работе за период 1990—1994 гг., а также в «Указаниях по применению показателей надежности элементов энергосистем и работы энергоблоков с паротурбинными установками», утвержденных Минэнерго СССР 03.09.1984 г. При определении показателей надежности была установлена достаточность и представительность выборки данных за 7-летний период, поскольку за этот период не выявлено существенных изменений показателей надежности.
Показатели надежности и плановых ремонтов трансформаторов и линий электропередачи приведены в табл. 1.1.
Для автотрансформаторов и трехобмоточных трансформаторов показатели надежности определяются непосредственно по табл. 1.1 для двухобмоточных трансформаторов показатели из табл. 1.1 увеличиваются на 20 %.
Методы повышения достоверности при обработке статистических данных в информационно-измерительных системах
Для решения задачи мониторинга надежности систем энергоснабжения с помощью распределенной информационно измерительной системы необходима разработка алгоритма обработки информации. Необходимо отметить, что энергетическая система является довольно сложной распределенной системой, поскольку для моделирования схем соединений необходимы топологические методы (структурно функциональные), для расчета показателей надежности - аналитические методы, а для обработки результатов измерений – статистические методы. Обработка информации в информационно-измерительной системе должна осуществляться в реальном режиме времени с максимальным быстродействием, так как результаты контроля могут быть использованы для устройств релейной защиты. Использование методов анализа и расчета надежности для общих случаев в такой сложной задаче нецелесообразно, поскольку алгоритм обработки информации, основанный на базе сложных методов, не может обеспечить работу ИИС в реальном режиме времени. Поэтому необходим обоснованный с допущениями и ограничениями выбор методов анализа надежности, которые должны обеспечивать необходимую точность и оперативность контроля.
Однако при анализе надежности технических систем существуют некоторые научные проблемы [73, 75]:
1) Существующие в настоящее время аналитические методы расчета и анализа надежности технических систем с произвольными распределениями отказов, случайных параметров и восстановлений элементов обладают следующими недостатками: методы сложные и позволяют анализировать системы простой структуры; отсутствует единая математическая модель надежности функционирования систем; невозможность исследования зависимых и нестационарных процессов.
2) Существующие методы расчета надежности не позволяют оценить погрешность показателей надежности. 3) Проблема определения заключения на основе малого, в смысле математической статистики, количества данных.
Следовательно, необходимо с учетом этих проблем на основе существующих методов анализа надежности разработать методики оценки сложных топологических схем систем электроснабжения.
Технические проблемы мониторинга надежности в электрических сетях Одной из основных проблем обеспечения надежной работы систем электроснабжения является оперативное определения мест повреждения воздушных линий (ВЛ) электропередачи и проведение ремонтно восстановительных работ [12]. В России ликвидация аварийных режимов затруднена из-за большой протяженности ВЛ, бездорожья и особенно в осеннее и зимнее время [5]. Одной из самой распространенной аварией на ВЛ является короткое замыкание. Если в сетях с заземленной нейтралью короткое замыкание вызывает оперативное срабатывание устройств релейной защиты и соответственно отключение поврежденной линии. Однако в сетях с изолированной нейтралью линия не отключается, и такой режим работы допускается в течение относительно длительного интервала времени (до 2 ч и более) [46]. В системах электроснабжения обычно используется аварийная сигнализация замыкания линии на землю [25]. Для определения мест повреждения линий часто используются электромеханические датчики, а регистрация определяется с помощью визуального осмотра. Для визуального осмотра используются различные виды транспорта. Необходимо отметить, что используемые в настоящее время приборы регистрации мест повреждения устарели и необходима разработка более современных датчиков с использованием оперативных систем передачи информации. Так, например, уже существуют датчики, принцип действия которых основан на регистрации изменения электромагнитного поля в зоне аварии [70]. Таким образом, сети должны в своем составе содержать современные датчики аварийных режимов и оперативные системы передачи информации. Кроме того, система мониторинга должна содержать блок обработки информации. В настоящее время сбор данных об авариях ведется по РД 34.20.801-2000 «Инструкция по расследованию и учету технологических нарушений в работе энергосистем, электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей». Основными видами документации при сборе первичной информации об отказах элементов системы являются журналы, формуляры, карточки.
Структура представления данных рассчитана на ручную обработку [1]. Эта форма не позволяет выполнить анализ текущего уровня надежности и прогноз последующего состояния системы. Кроме того, эта информация практически закрыта и даже в такой форме недоступна для анализа. Очевидно, что для решения этой проблемы необходимо внедрение автоматизированной системы сбора и обработки информации с устройствами защиты информации. Поэтому основным инструментом для исследования процессов в энергосистемах является цифровая обработка информации и математическое моделирование с помощью вычислительной техники [44].
В результате анализа сети (например, за годичный период) в этом случае могут определяться наиболее важные с точки зрения надежности участки сети и приниматься решения о техническом обслуживании или ремонте.
Для решения проблемы внедрения интеллектуальных сетей необходимо на первом этапе внедрить информационно-измерительную систему, которая должна обеспечить адаптивную реакцию энергосистемы (в том числе в реальном режиме времени) на различные виды возмущений и отклонений от заданных параметров при автоматизированном управлении [11, 91]. Управляющие воздействия, вырабатываемые по данным информационно-измерительной системы, обеспечат надежную и экономичную параллельную работу всех объектов электроэнергетической системы, которая от обычной сети имеет следующие отличия[2, 85]: В основу построения ИИС и принципов управления энергосистемой закладывается приоритетность системных факторов и условий: надежность и экономичность системы в целом.
Анализ надежности методом минимальных путей и сечений сетей
Далее определяется мера расхождения Y = D Jn, где п — число испытаний или наблюдений за оборудованием. По значению Y находится значение функции Колмогорова K(Y) - это вероятность того, за счет чисто случайных причин максимальное расхождение между Р (у) и Р(у) будет не меньше, чем фактически наблюдаемое. Если мера расхождения Y превышает значение функции K(Y), то гипотеза принимается.
Основанием для выбора D в качестве меры расхождения является простота ее вычисления [47]. Вместе с тем она имеет достаточно простой закон распределения. Критерий А. Н. Колмогорова своей простотой выгодно отличается от критерия / 2; поэтому его часто применяют на практике. Этот критерий можно применять для линий электропередач, потому что гипотетическое распределение отказов известно заранее - это экспоненциальный закон распределения.
Основные показатели надежности в алгоритме мониторинга систем электроснабжения Для выбора схем электрических соединений электростанций, подстанций, электрических сетей и систем электроснабжения в целом, а также для определения величины и места размещения резерва необходимы следующие показатели, характеризующие надежность работы электрооборудования [16, 20, 24, 31]:
1) периодичность повреждений, неисправностей и отказов в работе оборудования, периодичность отказов, ложных и неправильных действий устройств защиты и автоматики;
2) время ликвидации аварии данного вида оборудования или установки, трудозатраты и стоимость аварийно-восстановительных работ; 3) периодичность проведения плановых ремонтно эксплуатационных работ, связанных с выводом оборудования из работы, трудозатраты и стоимость ремонтно-эксплуатационных работ.
Параметр потока отказов (или удельная повреждаемость) определяется как отношение количества n0(f) отказавших единиц оборудования в единицу времени t к числу т(t) единиц оборудования, работающих в данный отрезок времени:
Характеристика (f) может иметь весьма сложную зависимость от времени. Особый интерес в связи с этим представляет зависимость (f) от срока эксплуатации, на основании которой можно установить периоды приработки, нормальной работы и старения для отдельных видов оборудования. В настоящее время в литературе приводятся данные об удельной повреждаемости в среднем за год работающего электрооборудования, следовательно, размерность параметра потока отказов и интенсивности отказов — 1/год.
Работа реального элемента электрической сети в установившемся режиме практически не зависит от вида распределений продолжительности работы и продолжительности восстановления и достаточно хорошо отражается поведением элемента с показательными распределениями этих интервалов времени [52].
Для неустановившихся значений вероятностей состояния (работы или отказа) виды распределений оказывают более существенное влияние, особенно на вероятность нахождения в состоянии отказа. Однако следует иметь в виду, что значительное усложнение математических моделей по сравнению с показательными распределениями не оправдывается достигаемыми значениями уточнений результатов.
В дальнейшем в методике используются те показатели надежности, которые в большой степени имеют отношения к характеристикам воздушных линий [16]. Параметр показательного закона находится по формуле:
Среднее время восстановления представляет собой среднее значение времени отыскания и устранения имеющейся неисправности. Среднее время восстановления и рассчитывается по формуле где к - число отказов, tiв - время ремонта или оперативных переключений (с учетом времени отыскания неисправности или повреждения); Необходимо отметить, что внедрение системы контроля позволит сократить время отыскания неисправности, а, следовательно, время восстановления.
Если вероятность совмещения двух или более событий в один и тот же момент времени настолько мала, что практически такое совмещение является невозможным, то такой поток называется ординарным. Для большинства случаев отказов оборудования в системе электроснабжения это условие выполняется. В этом случае интенсивность отказов является постоянной, а именно (t)=, а распределение отказов подчиняется экспоненциальному закону:
Для оценки надежности систем электроснабжения, кроме показателей надежности элементов, необходимо знать показатели их плановых ремонтов, так как отказы в ремонтных режимах могут приводить к наиболее к тяжелым последствиям.
Время вывода элемента в плановый ремонт обычно выбирают таким образом, чтобы вызванное отключением элемента снижение надежности было бы наименьшим.
Коэффициент готовности характеризует готовность электрооборудования к выполнению своих функций или вероятность р надежной работы. Если длительность нахождения оборудования в резерве невелика, коэффициент готовности определяется как отношение среднего времени рабочего состояния Тср к сумме среднего времени рабочего состояния Тср и среднего времени восстановления Тср.в К =р=, Тср ,. (2.29) Коэффициент готовности, по существу, - вероятность безотказной работы элемента. Коэффициент вынужденного простоя - это вероятность q того, что элемент будет неработоспособен в произвольно выбранный момент времени в промежутках между плановыми ремонтами, т.е. восстанавливается после отказа:
Форма представления в ИИС первичной информации об отказах элементов системы
Рассмотрим зависимость приведенных затрат от капиталовложений. Для любого объекта наблюдается общая закономерность - с ростом технической вооруженности текущие затраты (без амортизационных отчислений) снижаются [55, 73]. Однако суммарные текущие затраты, включающие в себя амортизационные отчисления, снижаются только до определенного значения капиталовложений, а затем вновь возрастают. Это объясняется тем, что с увеличением капиталовложений дальнейший рост амортизационных отчислений не компенсируется снижением других составляющих затрат. Этому значению на рис. 4.4 отвечают капиталовложения при щ. Очевидно, что минимальному значению затрат (оптимальный вариант) соответствуют капитальные затраты при п2.
Кривая приведенных затрат вблизи оптимума имеет пологий характер. Поэтому для окончательного выбора оптимального варианта следует рассматривать на кривой З не точку, а область оптимальных решений (соответственно точка 2 и область 3 – 4). В этой области для ряда вариантов приведенные затраты практически одинаковы, но капиталовложения существенно отличаются. Поэтому для отыскания оптимального решения необходимо привлечь дополнительные критерии (учитывая неизбежную относительно невысокую точность всех технико-экономических расчетов). В каждом конкретном случае имеются некоторые определенные ограничения или дополнительные критерии, которые не всегда можно выразить в стоимостных показателях. Например, это может быть ограниченность в выборе оборудования, материалов, в капиталовложениях и др. В этом случае следует принимать вариант с меньшими капитальными затратами n3 (точка 3 на кривой З). Если же, например, нужно снизить потери энергии в схемах энергоснабжения, сократить расход энергетических ресурсов при наличии ограничений в трудовых ресурсах, то целесообразно принять вариант, 23 соответствующий точке 4 кривой затрат, т.е. вариант с большими капитальными затратами. Таким образом, из полученной зависимости определяется пространственная частота установки датчиков. Необходимо отметить, что при проектировании системы показатели надежности определяются из статистического анализа для конкретного района. И чем выше параметр потока отказов для данной зоны, тем больше должна быть частота установки (рис. 4.25)
На основе решения оптимизационной задачи определения пространственной частоты установки датчиков аварийных режимов, удовлетворяющих требованиям точности определения места аварии и цены проекта, разработана методика определения оптимального количества датчиков аварийных режимов воздушных линий, учитывающую непостоянство показателя надежности по длине линии. 24
1. Проведен анализ надежности систем электроснабжения, из которого следует, что самым ненадежным элементом системы являются воздушные линии электропередачи, поскольку на надежность их работы оказывает влияние большое число различных факторов, а для оценки надежности воздушных линий используются интегральные показатели надежности, в которых отсутствует дифференциация влияния факторов.
2. Проведен анализ источников и документов, содержащих информацию об авариях воздушных линий и факторах, оказывающих влияние на аварии, следует, что основная информация о влиянии внешних факторов содержится картах ветровых гололедных нагрузок и их комбинациях.
3. Выполнен анализ методов статистической обработки информации, которого следует, что для повышения точности оценки показателей надежности необходим дифференцированный учет влияния различных факторов.
4. Разработана математическая модель анализа надежности воздушных линий по топологическим схемам с учетом функциональных зависимостей влияния погодных факторов по временным и пространственным переменным для реализации в информационно-измерительных системах.
5. Разработана методика для компьютерной обработки результатов измерений в реальном режиме времени.
6. Разработана структура информационно-измерительной системы оценки надежности с учетом влияния погодных условий
7. Разработана методика определения оптимального количества датчиков аварийных режимов воздушных линий, учитывающая непостоянство показателя надежности по длине линии.
