V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)

Transkrypt

1 Podstawowe definicje System elektroenergetyczny sieci 1 elektroenergetyczne wraz z przyłączonymi do nich urządzeniami do wytwarzania lub pobierania energii elektrycznej, współpracujące na ściśle określonych zasadach, zdolne do trwałego utrzymywania określonych parametrów niezawodnościowych i jakościowych dostaw energii elektrycznej oraz spełniania warunków obowiązujących we współpracy z innymi połączonymi systemami. System elektroenergetyczny stanowi zatem zbiór połączonych i współpracujących ze sobą urządzeń i instalacji 2 do wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, rozdzielania i odbioru energii elektrycznej, a częściowo także wytwarzania ciepła w elektrociepłowniach. Obejmuje on określony obszar działania i często jest centralnie kierowany (a przynajmniej koordynowany); w skład systemu wchodzą elektrownie, sieci elektroenergetyczne i układy odbiorcze, zwane też odpowiednio podsystemami (systemami): wytwórczym, przesyłowym, rozdzielczym, odbiorczym. SEE zwykle obejmuje swym zasięgiem terytorium całego kraju, zaś kolejnym etapem rozwoju systemu jest łączenie go z systemami państw sąsiednich, co umożliwia wymianę energii elektrycznej i daje znaczne korzyści ekonomiczne. Sieć elektroenergetyczna - zbiór urządzeń powiązanych funkcjonalnie i połączonych elektrycznie, przeznaczonych do przesyłania, przetwarzania i rozdzielania na określonym terytorium wytworzonej w elektrowniach energii elektrycznej oraz do zasilania nią odbiorców. Sieci elektroenergetyczne składają się z linii elektroenergetycznych i stacji elektroenergetycznych. Ze względu na rodzaj prądu elektrycznego, będącego nośnikiem energii, rozróżnia się sieci prądu przemiennego (o częstotliwości 50 Hz lub 60 Hz np. w USA i Japonii) oraz sieci prądu stałego (linie elektroenergetyczne służące do przesyłania energii na znaczne odległości i/lub sprzęgania różnych systemów oraz sieci mające charakter lokalny i stosowane w elektrowniach lub zakładach przemysłowych). Ze względu na ich funkcję w procesie dostawy energii sieci elektroenergetyczne dzieli się na przesyłowe (w Polsce 220 kv, 400 kv, 750 kv), przeznaczone do przesyłania dużych energii na znaczne odległości i realizacji powiązań między systemami elektroenergetycznymi (krajowa sieć przesyłowa jest eksploatowana przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator S.A.) i rozdzielcze (w Polsce 110 kv i niższych napięć), zapewniające rozdzielanie energii i dostarczanie jej do odbiorców (w Polsce sieci rozdzielcze są eksploatowane przez operatorów systemów dystrybucyjnych). Sieć przesyłowa - sieć służąca do przesyłania 3 i dystrybucji 4 energii elektrycznej, w Polsce o napięciu wyższym niż 110 kv. Sieć rozdzielcza - sieć służąca do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej, w Polsce o napięciu nie wyższym niż 110 kv. System przesyłowy - w Polsce jest to sieć służąca do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej, o napięciu wyższym niż 110 kv (sieć przesyłowa) wraz z jednostkami wytwórczymi pracującymi na tę sieć. Z pojęciami systemu elektroenergetycznego i sieci elektroenergetycznych są związane pojęcia struktury i konfiguracji. Struktura systemu (sieci) para uporządkowana zbiorów S = U, K, gdzie U zbiór urządzeń, K zbiór relacji połączeń wzajemnych tych urządzeń, czyli zbiór konfiguracji. Na potrzeby tej pracy przez strukturę systemu rozumie się jednoznacznie określony układ połączeń (topologia, struktura topologiczna) wyróżnionych elementów systemu (linii, transformatorów, łączników, sekcji szyn zbiorczych) wraz z parametrami tworzących system urządzeń. Konfiguracja natomiast, to jednoznacznie określona konfiguracja danej struktury systemu, otrzymana przez wyłączenia i przełączenia dokonane w zbiorze elementów. Danej strukturze systemu odpowiada więc skończony zbiór konfiguracji. Zapis topologii struktury (konfiguracji) systemu odbywa się zwykle za pomocą grafu G = X, R, gdzie X jest skończonym zbiorem elementów zwanych węzłami (wierzchołkami), a R zbiorem relacji dwuargumentowych X X, zwanych relacjami incydencji (łuki, gałęzie). Węzłem może być dowolny wyróżniony punkt układu (sekcje szyn w rozdzielniach, zaciski generatorów, transformatorów i łączników, punkty rozgałęzień). Gałęziami grafu mogą być odcinki linii, łączniki, transformatory dwuuzwojeniowe, elementy schematu zastępczego autotransformatorów, dławiki lub zbiory wymienionych elementów. Dla zapewnienia porównywalności wyników obliczeń sieciowych, np. rozpływu mocy, zachodzi potrzeba posługiwania się pewnym wspólnym standardem co do zapisu danych sieciowych. Taki standard wypracował IEEE tworząc format IEEE dla zapisu danych rozpływu mocy. Jednostka wytwórcza - zespół urządzeń służących do wytwarzania energii elektrycznej. Przedsiębiorstwo energetyczne - podmiot gospodarczy prowadzący działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania, przetwarzania, magazynowania, przesyłania oraz dystrybucji paliw lub energii lub obrotu nimi Sieci - instalacje połączone i współpracujące ze sobą, służące do przesyłania i dystrybucji paliw lub energii, należące do przedsiębiorstw energetycznych [159]. System elektroenergetyczny to oczywiście również infrastruktura niezbędna dla jego prawidłowego funkcjonowania w warunkach normalnych i awaryjnych, w tym algorytmy, procedury i programy w obszarze zabezpieczeń, sterowania pracą i reagowania w stanach nienormalnych. Przesyłanie - transport paliw lub energii za pomocą sieci [159]. Dystrybucja - rozdział i dostarczanie do odbiorców paliw lub energii za pomocą sieci. 1

2 Przedsiębiorstwo sieciowe - przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej. Operator - operator systemu przesyłowego lub operator systemu rozdzielczego. Operator systemu przesyłowego - przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej za pomocą sieci przesyłowej, odpowiedzialne za ruch, utrzymanie i rozwój tej sieci oraz połączeń sieci przesyłowej z innymi sieciami, zapewniające bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej. Operator systemu rozdzielczego - przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej za pomocą sieci rozdzielczej, odpowiedzialne za ruch, utrzymanie i rozwój tej sieci oraz połączeń sieci rozdzielczej z innymi sieciami, zapewniające bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej. Ciągłość dostawy lub odbioru - zdolność sieci przesyłowej lub rozdzielczej do zapewnienia uzgodnionego w umowie poziomu dostawy lub odbioru mocy i energii elektrycznej o określonej jakości i niezawodności. Jakość energii - zbiór parametrów energii elektrycznej decydujących o jej walorach użytkowych. Niezawodność sieci - zdolność sieci przesyłowej lub rozdzielczej do dostawy lub odbioru mocy i energii elektrycznej w określonych warunkach, miejscu i czasie. Węzeł sieci - punkt łączący trzy lub więcej gałęzie sieci. Punkt dostawy lub odbioru energii - określony w umowie punkt dostawy lub odbioru energii do lub z sieci przesyłowej lub rozdzielczej przez użytkownika tej sieci. Niezawodność w węźle sieci - zdolność do zapewnienia dostawy lub odbioru energii w określonym węźle systemu elektroenergetycznego, zależna głównie od struktury węzła (liczba linii, rodzaj stacji) i struktury sieci. Niezawodność w punkcie dostawy lub odbioru - uzgadniane z użytkownikiem sieci (prognozowane) lub obserwowane parametry niezawodności dostaw lub odbioru energii. Przerwa w dostawie lub odbiorze energii elektrycznej - brak możliwości dostawy lub odbioru energii i mocy elektrycznej w danym węźle sieci. Przerwa krótkotrwała - przerwa likwidowana przez automatykę zakłóceniową o czasie działania tej automatyki - w zasadzie poniżej 10 sekund. Przerwa długotrwała - przerwa, której likwidacja wymaga przełączeń przez obsługę lub usunięcia skutków awarii (naprawa w miejscu awarii). Przerwa planowana - przerwa długotrwała na realizację prac konserwacyjnych i remontowych, o której użytkownicy sieci są powiadamiani z odpowiednim wyprzedzeniem, zgodnie z postanowieniami umowy. Przerwa awaryjna - przerwa długotrwała spowodowana awariami i zakłóceniami w sieci. Ograniczenia w dostawie energii elektrycznej - brak możliwości poboru lub dostawy energii i mocy elektrycznej w ilościach uzgodnionych wcześniej między dostawcą i odbiorcą w punkcie dostawy lub odbioru energii. Zgodnie z ustawą Prawo Energetyczne przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją paliw lub energii do odbiorców mają obowiązek: utrzymywać zdolność urządzeń, instalacji i sieci do realizacji dostaw paliw lub energii w sposób ciągły i niezawodny, przy zachowaniu obowiązujących wymagań jakościowych; zapewniać wszystkim podmiotom, na zasadzie równoprawnego traktowania, świadczenie usług przesyłowych polegających na przesyłaniu paliw lub energii od wybranego przez te podmioty dostawcy paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła, na zasadach i w zakresie określonych w ustawie; świadczenie usług przesyłowych odbywa się na podstawie umowy o świadczenie usług przesyłowych, zwanej umową przesyłową. Świadczenie usług przesyłowych nie może obniżać niezawodności dostarczania oraz jakości paliw lub energii poniżej poziomu określonego odrębnymi przepisami, a także nie może powodować niekorzystnej zmiany cen oraz zakresu dostarczania paliw lub energii do innych podmiotów przyłączonych do sieci. Umowy przesyłowe powinny zawierać postanowienia dotyczące: ilości przesyłanych paliw gazowych, energii elektrycznej albo ciepła oraz miejsca ich dostarczania, standardów jakościowych, warunków zapewnienia niezawodności i ciągłości dostarczania. Wspomniane wyżej odrębne przepisy, w odniesieniu do energii elektrycznej, to Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, zwane w skrócie rozporządzeniem systemowym. Struktura, zadania i parametry niezawodnościowe elektroenergetycznych systemów sieciowych Strukturę sieci tworzącej system elektroenergetyczny (a w szczególności KSE) można rozpatrywać pod względem: funkcjonalnym, operatorskim, własnościowym. 2

3 Ze względów funkcjonalnych rozróżnić trzeba: sieć zamkniętą i sieci otwarte (promieniowe i magistralne). Sieć zamkniętą definiuje się jako sieć, w której przepływy energii elektrycznej zależą przede wszystkim od rozłożenia wytwarzania na jednostki wytwórcze oraz nie zależą wyłącznie od jednego operatora. Sieć zamknięta ma zadanie zapewniania zasilania odbiorców końcowych lub sieci otwartych niższego poziomu napięciowego w KSE na warunkach standardowych niezależnie od odległości od źródeł wytwórczych. W sieci zamkniętej jest możliwość zasilania każdego odbiorcy, co najmniej z dwóch niezależnych źródeł. W sieciach otwartych, zwanych również dystrybucyjnymi, przepływy energii zależą przede wszystkim od poboru energii przez odbiorców. Sieć zamknięta obejmuje sieć łączącą punkty zasilania sieci (PZS) z punktami wyjścia z sieci (PWS). Sieć wielooczkowa zamknięta stanowi tę część sieci, która decyduje o utrzymaniu zdolności KSE do realizacji dostaw energii elektrycznej w sposób niezawodny, przy spełnieniu określonych wymagań jakościowych. Sieć zamkniętą dla potrzeb planowania i prowadzenia ruchu modeluje się jako zbiór punktów wyjścia z sieci (PWS) i punktów zasilania (PZS), w których energia wypływa lub wpływa z/do sieci zamkniętej, połączonych elementami liniowymi (EL). Przepływy energii w sieci zamkniętej zależą od wielu czynników, zasadniczo od rozkładu generacji tj. ilości energii wpływającej do sieci w poszczególnych PZS. W rynkowej, zdecentralizowanej elektroenergetyce decyzje, które źródła będą wytwarzać energię w danej godzinie zależą przede wszystkim od umów sprzedaży energii. Wypływ energii z sieci zamkniętej w PWS jest wynikiem poboru energii przez odbiorców końcowych i w warunkach normalnych nie jest on sterowany przez operatorów sieciowych (poza szczególnymi przypadkami). Kryteria, standardy i parametry w sieci zamkniętej ustala się dla: a) PZS jako związane przede wszystkim z charakterystykami technicznymi przyłączanych urządzeń, regulacją rozpływów mocy w sieci oraz standardami zapewniającymi równoprawny dostęp do sieci przez wytwórców. b) PWS jako związane przede wszystkim z zapewnieniem zdolności do niezawodnych dostaw energii elektrycznej o odpowiedniej jakości do odbiorców końcowych. c) Elementów liniowych, w tym węzłów sieciowych nie będących PZS lub PWS, jako związane z ich charakterystykami technicznymi oraz regulacją rozpływów mocy w sieci. d) Całej sieci zamkniętej jako związane z zapewnieniem stanu KSE gwarantującego bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej. Sieć zamknięta dzieli się operacyjnie na: a) sieć o napięciu powyżej 110 kv zwaną dalej siecią przesyłową, b) sieć o napięciu 110 kv zwaną siecią rozdzielczą koordynowaną przez OSP. Podstawowe zadania sieci przesyłowej są następujące: Dostarczanie odbiorcom mocy i energii o odpowiedniej jakości; przy czym odbiorcą jest także sieć niższego stopnia napięciowego. Wyprowadzenie mocy z elektrowni. Użytkowanie połączeń międzypaństwowych i międzysystemowych do wymiany mocy. Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze mają głównie za zadanie rozdział energii elektrycznej pomiędzy odbiorców. Zadaniem systemu rozdzielczego (dystrybucyjnego) jest pobranie energii z głównych punktów zasilających (punktów wyjścia z sieci przesyłowej PWS) i dostarczenie jej do odbiorców końcowych przy spełnieniu określonych wymagań jakościowych, co do napięcia, częstotliwości, harmonicznych, migotania, itp. Oczekuje się również, że powinno to być uzyskane przy akceptowalnym poziomie niezawodności, tj. przy utrzymaniu liczby i czasu trwania wyłączeń bądź ograniczeń odbiorców na rozsądnie niskim poziomie. Może to być ekonomicznie dość trudne do osiągnięcia, szczególnie na niższych poziomach napięcia i w sieciach wiejskich, ponieważ ten system zwykle zawiera pojedyncze napowietrzne linie promieniowe, które są narażone na niekorzystne warunki środowiskowe. Stąd narażone są one na zakłócenia i częste wyłączenia długotrwałe. Na pierwszy rzut oka wykorzystanie źródeł lokalnych mogłoby się wydawać lekarstwem na zmniejszenie liczby i czasu trwania wyłączeń doświadczanych przez odbiorców, ale, chociaż jest to zawsze możliwe teoretycznie i ma miejsce w praktyce w niektórych systemach, w innych nie spowoduje natychmiastowego polepszenia z powodu innych technicznych ograniczeń operacyjnych i bezpieczeństwa. Jako kryterium oceny niezawodnościowej sieci elektroenergetycznej można przyjąć: A. Zestaw wskaźników (miar) niezawodności, które nie zawsze są bezpośrednio powiązane ze sobą i charakteryzują wszystkie lub wybrane zadania spełniane przez sieć. Są one zwykle wyznaczane dla poszczególnych węzłów sieci (wskaźniki węzłowe) lub dla całego systemu lub obszaru (wskaźniki systemowe). B. Miarę syntetyczną, która sprowadza do jednego czynnika wszystkie skutki niewłaściwego spełnienia różnych zadań przez rozpatrywaną sieć. Najbardziej poprawne jest podejście B. Taką miarą jest całkowity koszt spowodowany zawodnym działaniem sieci elektroenergetycznej. Można ten koszt wyznaczyć na podstawie: 1) szczegółowych rozważań skutków przerw i oszacowania kosztu zawodności, 3

4 2) orientacyjnych rozważań, w których wszystkie skutki przerw zasilania określa się wartością nie dostarczonej odbiorcom energii. Należy podkreślić, że zazwyczaj aby wyznaczyć koszt spowodowany zawodnym działaniem sieci elektroenergetycznej trzeba wcześniej obliczyć wartości wskaźników niezawodności, a zatem podejścia A i B nie są niezależne. Metody obliczeniowe i narzędzia komputerowe do prognozowania niezawodności systemów przesyłowych i rozdzielczych Ogólna charakterystyka metod obliczeniowych i programów komputerowych Najważniejsze z narzędzi komputerowych do analizy niezawodności systemów przesyłowych (poziom hierarchiczny HL II systemu elektroenergetycznego) i/lub systemów dystrybucyjnych to: CREAM, opracowany przez EPRI (Electric Power Research Institute), USA (podejście symulacyjne). TRELSS - EPRI, USA (podejście analityczne). PROCOSE Ontario Hydro, Kanada (podejście analityczne). NIEZ Instytut Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej, Polska (podejście analityczne). ZuBer - Saarbrücken TU, Niemcy (podejście analityczne). COMPASS UMIST (University of Manchester Institute of Science and Technology), Wielka Brytania (podejście symulacyjne). TPLAN PTI, USA (podejście analityczne). GRARE CESI, Włochy (podejście symulacyjne). Ich zbiorczą charakterystykę zestawiono w tablicy 5.2. Dalej zostaną omówione bardziej szczegółowo (w tym zastosowane metody obliczeniowe) dwa z nich: NIEZ i TRELSS. Tablica 5.2. Charakterystyka programów do oceny niezawodności SEE Program Charakterystyka, uwagi, ograniczenia Podejście symulacyjne, losowanie dyspozycyjności elementów systemu, zlinearyzowany rozpływ mocy, programowanie CREAM liniowe, oblicza wskaźniki LOLP, EPNS dla systemu i węzłów, pozwala na ocenę wrażliwości obliczanych wskaźników. Reprezentacja obciążenia systemu: maksymalnie dziesięć przypadków bazowych (poziomów obciążenia); mogą być wszystkie dostarczone przez użytkownika lub TRELSS może wygenerować niższe przypadki bazowe na podstawie przypadku szczytowego (dla obciążenia maksymalnego) dostarczonego przez użytkownika. Ponowny rozdział obciążeń na generatory: dostępne trzy metody wg marginesu mocy, wg współczynników udziału i rozdział określony w pliku danych rozpływu mocy. Analiza grup zabezpieczeń: automatyczna identyfikacja grup zabezpieczeń przy wykorzystaniu śledzenia sieci, obliczanie wpływu na niezawodność wyłączeń spowodowanych przez grupy zabezpieczeń podczas TRELSS chwilowych lub trwałych zakłóceń. Głębokość stanów zakłóceniowych: do sześciu jednocześnie wyłączonych elementów; dwie gałęzie i cztery jednostki wytwórcze wybierane przez automatyczną selekcję; dowolna kombinacja, do sześciu, przez ręczną selekcję. Max liczba analizowanych stanów zakłóceniowych: do (wersja 5.1), do 10 6 (wersja 6.1). Rozwiązanie rozpływu mocy: dostępne są metody prądu stałego i przemiennego (metoda rozłączna). Typy zakłóceń systemowych (kryteria stanu awaryjnego): przeciążenia gałęzi; wysokie, niskie napięcia węzłowe; odchylenia napięć węzłowych; rozbieżny rozpływ mocy; podział systemu; ograniczenie mocy dostarczanej. Modelowanie jednostek wytwórczych deterministyczne lub probabilistyczne, wykonywany jest ekonomiczny rozdział obciążeń, można modelować dowolną liczbę stanów zakłóceniowych oraz zamodelować kształtowanie obciążenia (DSM), PROCOSE otrzymuje się rozkłady prawdopodobieństw mocy generowanych i przepływów. Rozpływ mocy obliczany metodą stałoprądową, ograniczenia napięciowe i stabilnościowe są liczone poza programem. W zasadzie przeznaczony do analizy niezawodności sieci, chociaż uwzględnione są również jednostki wytwórcze. NIEZ Możliwość odwzorowania pełnej struktury sieci (wraz z układem stacji). Analizowana jest jedynie niezawodność strukturalna (bez liczenia rozpływu mocy). Obliczane są wskaźniki dla poszczególnych węzłów systemu: D, T a, Q. Słabo odwzorowuje jednostki wytwórcze. Tworzy model sieci, który pozwala na modelowanie procesów uszkodzeń jako procesów Markowa, wybiera takie kombinacje wyłączeń, których prawdopodobieństwo jest wyższe od wartości zadanej. ZuBer Analiza rozpływu metodą stałoprądową lub przy wykorzystaniu modelu transportowego. Oblicza wskaźniki niezawodności dla węzłów i całej sieci. Podejście symulacyjne, uszkodzenia mogą być rozpatrywane jako niezależne, wielostanowe lub mające wspólną przyczynę. Rozpływ mocy obliczany metodą stałoprądową, nie uwzględnia ograniczeń napięciowych i mocy biernej. W COMPASS przypadku podziału systemu na części obliczenia zostają zawieszone. Obliczane są wskaźniki dla węzłów i systemu w postaci wartości oczekiwanych, odchyleń standardowych, przedziałów ufności i rozkładów Analiza deterministyczna i probabilistyczna, identyfikacja elementów w których wystąpiły przekroczenia, określenie ich wielkości, częstości wystąpienia i czasu trwania zakłóceń, obliczenie ilości i kosztu niedostarczonej energii. Uwzględnia TPLAN możliwości zmiany rozpływu mocy przez regulację przesuwników fazowych lub nastawy urządzeń FACTS w celu wyeliminowania stanów, w których występują przekroczenia. Oblicza częstości awarii lokalnych i systemowych oraz średnie czasy ich trwania. Wykorzystuje programowanie nieliniowe, metody Monte Carlo, uwzględnia wymianę między systemami, oblicza EPNS, GRARE koszty paliwa. Metodyka i program NIEZ W Instytucie Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej opracowano model powstawania i rozprzestrzeniania się zakłóceń w sieci elektroenergetycznej. Model ten daje z jednej strony wyniki z dokładnością wystarczającą do obliczeń prognostycznych, a z drugiej jest dostosowany do możliwości uzyskania danych statystycznych. W oparciu o opracowany model powstawania, rozprzestrzeniania się i usuwania zakłóceń opracowano algorytm obliczeń dostosowany do dostępnych danych statystycznych o awaryjności elementów sieci. 4

5 Algorytm obliczeń uwzględnia najważniejsze czynniki wpływające na układ pracy sieci, możliwości zasilania i rezerwowania. Wynika stąd konieczność uwzględnienia: zapotrzebowania na moc pobieraną ze stacji odbiorczej, zużycia energii oraz ewentualnie zmienności mocy; wytwarzania mocy w elektrowniach i ewentualnie jej zmienności; możliwości rezerwowania węzłów odbiorczych sieci przesyłowej ze strony sieci podrzędnego napięcia; częściowego ograniczenia mocy węzłów odbiorczych. Zakłócenia powstające w sieci przesyłowej mogą spowodować dla stacji odbiorczych następujące skutki: I. Pozbawienie zasilania wybranych stacji odbiorczych na skutek przerwania połączeń ze stacjami zasilającymi. II. Częściowe ograniczenie zasilania wybranych stacji odbiorczych w wyniku: Powstania deficytu mocy w rejonach sieci przesyłowej wydzielonych na skutek zakłócenia. Przeciążenia linii przesyłowych (lub transformatorów). W celu zlikwidowania przeciążenia konieczne jest ograniczenie mocy w wybranych stacjach odbiorczych, a w ostateczności nawet wyłączenie stacji. Proponowany model umożliwia uzyskanie dla każdej stacji odbiorczej oraz dla wybranych kombinacji stacji odbiorczych następujących wskaźników: A) Dla przypadków całkowitego pozbawienia zasilania stacji odbiorczych: oczekiwana liczba przerw w zasilaniu, współczynnik niezdatności funkcyjnej, oczekiwana wielkość niedostarczonej energii w analizowanym okresie; rozkłady liczby przerw oraz ich czasów trwania; B) Dla przypadków częściowego ograniczenia zasilania stacji odbiorczych: oczekiwana liczba ograniczeń, oczekiwana wielkość nie dostarczonej energii w wyniku ograniczeń. Metodyka i program TRELSS Metodyka analizy i oceny niezawodności zastosowana w opracowanym przez EPRI programie TRELSS (Transmission Reliability Evaluation for Large Scale Systems) należy do grupy metod analitycznych. Program ten wraz z całą metodyką VBTRA (Value-Based Transmission Reliability Approach) został wdrożony w Polskich Sieciach Elektroenergetycznych S.A. W modelu TRELSS wykorzystuje się podejście polegające na utworzeniu wykazu możliwych stanów zakłóceniowych, wyborze i analizie stanów zagrożenia dla określonych warunków (kryterium) awarii (niesprawności) systemu i obliczeniu wskaźników niezawodności. Do oceny niezawodności zastosowano efektywny ranking stanów zagrożenia, bazujący na przeciążeniach elementów i analizie warunków napięciowych dla wielu poziomów mocy obciążenia, obliczanie rozpływu mocy metodą stałoprądową lub rozłączną zmiennoprądową, programowanie liniowe do optymalizacji działań restytucyjnych (zmiana rozdziału obciążenia między jednostki wytwórcze, włączanie boczników równoległych, regulacja za pomocą autotransformatorów, zmiana położenia zaczepów transformatorów, 3 klasy ograniczania obciążenia) podejmowanych dla zmniejszenia zagrożenia dla systemu. Przy ocenie niezawodności zastosowano trzy podejścia (tryby analizy): o oparte na analizie problemów systemu (System Problem Approach), z podejmowaniem lub bez podejmowania działań restytucyjnych (zaradczych); o oparte na analizie możliwości (zdolności) systemu (Capability Approach); o oparte na symulacji działania systemu w przypadku zadanych stanów zakłóceniowych (Simulation Approach). W programie TRELSS można też modelować działanie automatyki przez tzw. grupy zabezpieczeń i sterowania (Protection and Control Group) i odwzorowywać sytuacje, gdy awaria elementu układu przesyłowego, wskutek nieprawidłowego działania zabezpieczeń lub wyłączników, prowadzi do wyłączenia grupy elementów. Obliczanie wskaźników niezawodności w podejściu bazującym na analizie problemów systemu (System Problem Approach) odbywa się na podstawie listy stanów zakłóceniowych (contingency), przy czym maksymalna głębokość zakłócenia to sześć jednocześnie wyłączonych (niedyspzycyjnych) elementów (4 generatory i 2 gałęzie). Celem tego podejścia jest identyfikacja potencjalnych przekroczeń systemowych (przeciążeń i odchyleń napięć). Stan zakłóceniowy powodujący problemy systemowe jest identyfikowany jako stan zagrożenia, stan awaryjny. Nie jest on już kombinowany z odstawieniami innych elementów, jednak program uwzględnia głębsze stany zakłóceniowe przy założeniu, że nie powiększają one trudności systemowych i ograniczeń mocy. Podejmowanie działań restytucyjnych (zaradczych) jest w podejściu System Problem opcjonalne. Dla każdego stanu zakłóceniowego są pomijane dyspozycyjności sprawnych elementów. W podejściu bazującym na analizie problemów systemu obliczenia prawdopodobieństw i częstości stanów awaryjnych odbywa się jak pokazano wyżej. Stany awaryjne są identyfikowane jako wynik 5

6 pogorszonych stanów wystarczalności (z większą liczbą niedyspozycyjnych elementów), co w większości przypadków oznacza, że odnowa dowolnego elementu prowadzi do stanu wystarczalności (sprawności) systemu, a także znaczy że większość tak wybranych stanów zakłóceniowych to stany typu minimalnych przekrojów (typu B ). Tak więc sposób obliczania prawdopodobieństw i częstości stanów zastosowany w tym podejściu jest (według autorów programu TRELSS) ekwiwalentem metody minimalnych przekrojów, wykorzystywanej przy ocenie niezawodności strukturalnej. Obliczanie prawdopodobieństw i częstości stanów awaryjnych w podejściu bazującym na analizie zdolności systemu (System Capability Approach) pozwala na uniknięcie podwójnego liczenia, które może jednak wystąpić w podejściu bazującym na analizie problemów systemu. W tym podejściu są podejmowane działania restytucyjne (zaradcze) w stanach zagrożenia a analiza stanów zakłóceniowych nie podlega ograniczeniom występującym w podejściu System Problem. Analiza głębszych stanów zakłóceniowych może zacząć się od stanu sprzed zastosowania działań restytucyjnych lub od stanu po ich zastosowaniu - pozwala to na dokonanie mniej lub bardziej pesymistycznej oceny ograniczeń mocy dostarczanej odbiorcom. Wyłączenia mające wspólną przyczynę (common mode outages) są w modelu TRELSS traktowane jak wyłączenia pojedynczych elementów, przy czym program je odpowiednio interpretuje. Dla przykładu, jeśli elementy 1 i 2 podlegają takim wyłączeniom to jednoczesne wyłączenie elementów 1, 2 i 3 może być interpretowane jako nałożenie się 3 jednoczesnych, niezależnych wyłączeń, lub jako nałożenie się zdarzeń (12) i 3, gdzie (12) jest wyłączeniem mającym wspólną przyczynę. Jeśli wyłączenia 3 i 123 są stanami awaryjnymi program utworzy prawdopodobieństwa: q 1 q 2 p 3, p 1 p 2 p 3, q (12) p 3, p (12) p 3. W przypadku kilku identycznych generatorów pracujących na te same szyny zbiorcze, których wyłączenie przy założeniu jednakowego rozdziału obciążenia skutkuje takim samym rozpływem mocy, dla zmniejszenia nakładu obliczeniowego przy tworzeniu listy stanów zakłóceniowych rozpatrywane jest wyłączenie tylko jednej reprezentatywnej kombinacji tych generatorów przy dowolnej głębokości stanu zakłóceniowego. Modelowanie remontów planowych gałęzi (linii, transformatorów) odbywa się przy następującym założeniu: Jeśli niedyspozycyjność określonej kombinacji gałęzi skutkuje stanem awaryjnym systemu, żadna z tych gałęzi nie zostanie odstawiona do remontu planowego gdy jedna lub więcej gałęzi jest już wyłączona. Podejście Simulation Approach zostało zaprojektowane do analizy kaskadowych stanów zakłóceniowych 5. Użytkownik definiuje zakłócenia inicjujące (listę stanów zakłóceniowych). Każde zjawisko inicjujące jest analizowane przy pomocy rozpływu mocy i system jest sprawdzany pod względem nienormalnie wysokich przeciążeń gałęzi i (lub) nienormalnie niskich napięć w węzłach. W węzłach tych jest dokonywane odcięcie odbiorników i odstawienie generatorów, jak również wyłączenie najbardziej przeciążonej gałęzi (połączenia). Następnie ponownie wyznacza się rozpływ mocy i system jest sprawdzany pod względem zaistniałych problemów itd. Ciąg stanów zakłóceniowych kończy się, gdy nie ma problemów systemowych (za wyjątkiem wysp). Należy zauważyć, że odłączanie odbiorników, odstawianie generatorów, wyłączanie najbardziej przeciążonej gałęzi (połączenia) jest dokonywane właśnie w tej kolejności. Każde z tych działań pociąga za sobą wyznaczenie rozpływu mocy, zanim podjęte zostaną pozostałe akcje, jeśli problemy które je wywołały wciąż trwają. Dostarczone przez użytkownika progi określają głębokość stanów zakłóceniowych. Obliczenia niezawodności w TRELSS ie są oparte na modelu Markowa gałęzi, generatorów i pogody. Pierwotny dwustanowy model Markowa niezawodności gałęzi i generatorów jest łączony z dwustanowym modelem Markowa pogody (normalna i zła pogoda), co daje w rezultacie czterostanowy model Markowa, który dostarcza prawdopodobieństw, że dany element jest sprawny lub uległ awarii w czasie normalnej i złej pogody. Każdy element w badanym obszarze jest modelowany osobno w celu uproszczenia obliczeń. Dane niezawodnościowe są wykorzystywane do określenia parametrów modelu (prawdopodobieństw stanu). Prawdopodobieństwo awarii danej grupy elementów może zostać obliczone na podstawie prawdopodobieństw awarii poszczególnych elementów w tej grupie. Dane wymuszonych wyłączeń (awarii) dla gałęzi i zdarzeń zależnych są podane jako częstość i czas trwania tych wyłączeń osobno dla normalnych i złych warunków pogodowych. Prawdopodobieństwa i czas trwania odstawień do remontu planowego jest również określone. Dane odstawień wymuszonych (awaryjnych) generatorów są określone jako prawdopodobieństwo i czas trwania odstawienia. TRELSS tworzy wiele raportów wyjściowych. Istnieje opcja pozwalająca na wybór raportów wyjściowych. Raporty wyjściowe TRELSS a zostały podzielone na siedem grup. Raporty grupy VI dotyczą wskaźników niezawodnościowych i są zorientowane na tryb obliczeń CAPABILITY. Należą do nich: raport VI-A (System Indices Reliability Statistics Report), który podaje wskaźniki dotyczące ograniczenia mocy dostarczanej odbiorcom w skali całego systemu lub obszaru - tzw. systemowe wskaźniki niezawodnościowe; raport VI-E (Load Bus Summary Reliability Statistics Report) podaje prawdopodobieństwo ograniczenia mocy dostarczanej odbiorcom, częstość i czas trwania na wystąpienie, niedostarczoną energię i wskaźniki dotyczące odbiorców w węzłach węzłowe wskaźniki niezawodnościowe. 5 Podejście to wydaje się być szczególnie użyteczne z uwagi na analizę i zapobieganie tzw. wielkim awariom systemowym, przez które rozumie się katastrofalne w skutkach, rozległe awarie w systemach elektroenergetycznych, skutkujące pozbawieniem zasilania w energię elektryczną wielu milionów ludzi, często inicjowane przez pojedyncze, z pozoru nieistotne zdarzenie. 6