WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


 

На правах рукописи

Будовский Валерий Павлович

МЕТОДОЛОГИЯ ОЦЕНКИ РИСКА ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ В УСЛОВИЯХ ДЕФИЦИТА МОЩНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

Специальность 05.14.02 «Электрические станции и электроэнергетические системы»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Ставрополь

2011

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Северо-Кавказский государственный технический университет» на кафедре «Автоматизированные электроэнергетические системы и электроснабжение».

Официальные оппоненты:

- доктор технических наук, профессор Хорольский Владимир Яковлевич;

- доктор технических наук, профессор Смоловик Сергей Владимирович;

- доктор технических наук, профессор Зеленохат Николай Иосифович

Ведущая организация: ГОУ ВПО Южно-Российский государственный технический университет (Новочеркасского политехнического института)

Защита состоится «10» июня 2011 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 212.245.06 при государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Северо-Кавказский государственный технический университет» по адресу:

355029, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2, СевКавГТУ, ауд. Г-506.

Отзывы на автореферат просьба направлять по адресу: 355029, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2, диссертационный совет Д 212.245.06.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Северо-Кавказский государственный технический университет».

Автореферат разослан «__» _________ 2011 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

кандидат физ.-мат. наук  Лисицын Сергей Викторович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ



Актуальность работы. Развитие конкурентных отношений в электроэнергетике и участившиеся в мире крупные системные аварии повышают значимость фактора надежности для энергосистем и энергообъединений. Основные проблемы при обеспечении надежности возникают по причинам разделения участников единого технологического процесса генерации, передачи и потребления электроэнергии; появления многих независимых субъектов рынка; возможности возникновения конфликта интересов, особенно между монопольной и конкурентной частями рынка; отставания процессов адаптации технологической части и хода разработки нормативно-правовой базы от темпов развития рынка; размытости границ ответственности за соблюдение надежности субъектами рынка и по ряду других причин.

       Концепция обеспечения надежности в электроэнергетике, разрабатываемая рядом ведущих организаций отрасли, должна способствовать созданию эффективной системы контроля за надежностью и управления ею, которая гармонизировала бы коммерческие интересы и технические условия работы субъектов энергосистем и энергообъединений при рыночных отношениях.

Чтобы сделать правильные выводы на будущее, нужен самый тщательный анализ всех плюсов и минусов процесса либерализации и дерегулирования в электроэнергетике. Например, все большее беспокойство стали вызывать проблемы надежности и безопасности энергоснабжения, особенно после крупнейших аварий 2003 г. в энергосистемах Северной Америки и Западной Европы. Эти аварии заставили правительства многих стран, международные энергетические и правительственные организации по-новому посмотреть на обозначенные проблемы. Вот почему закономерен интерес к ним и России.

Любое аварийное отключение генерирующих блоков на электростанциях должно быть немедленно компенсировано включением резерва генерации в этой энергосистеме, а в случае его отсутствия необходимо обеспечить соответствующие перетоки электроэнергии из соседних энергосистем. Если же нет реальной возможности выполнить ни одно из этих требований, то для сохранения устойчивой работы энергосистемы остается последняя возможность — отключение потребителей с нагрузкой, эквивалентной дефициту генерации электроэнергии. Здесь мы говорим об обеспечении баланса электрической энергии и мощности, то есть балансовой надежности.

В свете сказанного постоянное поддержание баланса генерации и потребления электроэнергии, а также создание необходимого аварийного резерва генерирующих мощностей и пропускной способности сетей являются важнейшими условиями устойчивого функционирования Единой энергетической системы (ЕЭС) России. Эти же условия должны обязательно соблюдаться при решении вопросов развития ЕЭС и каждой энергосистемы, а также при вводе новых генерирующих и сетевых объектов или при выводе из эксплуатации устаревшего энергооборудования.

Из приведенных доводов ясно, что от диспетчерских служб требуется умение предугадать все типы рисков, с которыми они могут столкнуться в процессе выбора того или иного решения, а также источники этих рисков и момент их возникновения. А оценив риски, диспетчерские службы должны разработать меры по их сокращению и минимизации потерь, которые они могут вызвать.

В связи с изложенным цель работы заключается в создании методологии оценки системной надежности электроэнергетических систем на основе теории рисков.

Основные задачи:

  1. систематизация методов оценки диспетчерских рисков;
  2. разработка метода оценки балансовой надежности электроэнергетических систем с помощью методов теории рисков;
  3. исследование структуры риска дефицита мощности энергосистемы;
  4. анализ и разработка методов оценки структурной надежности энергосистем при принятии диспетчерских решений;
  5. исследование влияния релейной защиты и автоматики (РЗА) на риск дефицита мощности в энергосистеме;
  6. разработка гибридных полупроводниково-электромагнитных реле с целью снижения рисков дефицита мощности;
  7. разработка методов диагностики риска нарушений нормального режима электроэнергетических систем;
  8. исследование рисков человеческого фактора в диспетчерском управлении.

Методы исследования. При решении поставленных задач использовались методы теоретического и эмпирического познания. На теоретическом уровне это теория рисков, методы непараметрической статистики и теории надежности, логико-вероятностные методы исследования структурно-сложных систем, кластерный анализ, теория алгоритмов, математическое программирование. На эмпирическом уровне использовались методы пассивного эксперимента для анализа характеристик надежности объектов энергосистем и психологические тесты.

Научная новизна:

  1. Исследованы взаимосвязи балансовой и системной надежности электроэнергетических систем с риском дефицита мощности.
  2. Разработан метод оценки балансовой надежности электроэнергетической системы на основе риска дефицита мощности.
  3. По результатам исследования структуры риска дефицита мощности выделены генерирующая, структурная и режимная составляющие, которые характеризуют системную надежность энергосистем.
  4. Предложена методика, основанная на непараметрических критериях, позволяющая производить оценку надежности объектов электроэнергетических систем в условиях малой выборки.
  5. Разработаны методы анализа и оценки структурной надежности электроэнергетических систем, использующие комбинаторные структуры и понятие связности схемы электрической сети.
  6. Разработана серия гибридных полупроводниково-электромагнитных реле, позволяющих снизить риски дефицита активной мощности, обусловленные устройствами релейной защиты электроэнергетических систем.
  7. Разработан метод непараметрической классификации для решения задачи диагностики аварийных состояний электроэнергетических систем.

8. Определены основные психологические характеристики диспетчерского персонала, обеспечивающие снижение рисков диспетчерского управления.

Практическая ценность и реализация результатов работы:

  1. Исследование показателей надежности воздушных линий электропередачи напряжением 330–500 кВ объединенной энергосистемы (ОЭС) Северного Кавказа на основе обработки архивных данных по отказам позволило определить реальные показатели интенсивности отказов линий электропередачи (ЛЭП).
  2. Разработанный метод ожидаемого дефицита позволяет получать оперативные оценки балансовой надежности электроэнергетических систем.
  3. Разработанный комбинаторный показатель надежности и методика его расчета позволяют осуществлять оперативный анализ структурной надежности схем электрической сети энергосистем.
  4. Разработанные гибридные полупроводниково-электромагнитные реле внедрены на нескольких энергетических предприятиях Северного Кавказа.
  5. Разработан метод классификации, основанный на идее образования и роста кластеров и использующий непараметрические расчетные процедуры, позволяющий автоматизировать определение мест возникновения ненормальных режимов работы энергосистемы в условиях, когда получение достаточно достоверных априорных сведений о параметрах этих режимов весьма проблематично. Метод позволяет снизить риск при принятии решений во время ликвидации аварий.
  6. Определены условия снижения риска человеческого фактора в оперативно-диспетчерском управлении электроэнергетической системой.
  7. Результаты исследований внедрены и используются для обучения диспетчерского персонала в центре тренажерной подготовки Системного оператора.
  8. Методы оценки балансовой надежности электроэнергетических систем, разработанные автором, использованы при подготовке Технологических правил работы Единой энергетической системы.
  9. Результаты диссертационного исследования использованы при разработке программы реорганизации региональных диспетчерских управлений ОАО «СО ЕЭС».
  10. Работа выполнялась в рамках государственного контракта
    № 02.740.11.0069 ФЦП «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009–2013 гг.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы были представлены на 12 конференциях и семинарах, в том числе: семинарах-совещаниях начальников служб РЗА АО-энерго, начальников электролабораторий электрических станций, ведущих специалистов РЗА ОЭС Северного Кавказа, Пятигорск, РП «Южэнерготехнадзор», 1998, 1999 гг.; III Международной научно-практической конференции «Современные энергетические системы и комплексы и управление ими», Новочеркасск, ЮРГТУ (НПИ), 2003 г.; VII, VIII и IX региональных научно-технических конференциях «Вузовская наука — Северо-Кавказскому региону», Ставрополь, СевКавГТУ, 2003, 2004 и 2005 гг.; 33-й и 37-й научно-технических конференциях по результатам работы ППС, аспирантов и студентов Северо-Кавказского государственного технического университета за 2003 и 2007 гг.; XXII, XXVI, XXVII и XXXI сессиях семинара «Кибернетика электрических систем», Новочеркасск, ЮРГТУ (НПИ), 2000, 2004, 2006 и 2009 гг.

В процессе работы над темой под руководством автора защищено три диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук.

Публикации. По содержанию и результатам диссертационной работы опубликовано 60 печатных работ, из них 24 — в изданиях, рекомендованных ВАК, одна в зарубежном журнале, 12 изобретений, а также 7 отчетов о НИР.

Основные положения, выносимые на защиту:

  1. Результаты исследования взаимосвязи балансовой и системной надежности электроэнергетических систем с риском дефицита мощности.
  2. Метод оценки балансовой надежности энергосистем на основе теории риска дефицита мощности.
  3. Метод оценки структуры риска дефицита мощности, характеризующей системную надежность энергосистемы.
  4. Метод оценки влияния устройств РЗА на риск дефицита мощности энергосистемы.
  5. Методика анализа надежности объектов электроэнергетических систем на основе непараметрических методов статистики, позволяющая получить оценки надежности при небольших объемах выборки и в условиях засорения статистических данных.
  6. Методы оперативной оценки структурной надежности электрической сети энергосистемы на основе критерия связности и комбинаторного показателя надежности.
  7. Метод непараметрической классификации для решения задачи диагностики аварийных состояний электроэнергетических систем.
  8. Результаты исследования влияния психологических характеристик диспетчерского персонала на риск диспетчерского управления.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения, списка литературы и четырех приложений. Основное содержание работы изложено на 245 страницах, включающих 51 рисунок и 14 таблиц. Список литературы содержит 162 наименования.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дана общая характеристика работы, обоснована ее актуальность, сформированы цель и задачи, решаемые в диссертации, показаны направления исследований, научная новизна и практическая ценность полученных результатов, приведены основные положения, выносимые на защиту.

В первой главе проведен анализ взаимосвязи конкурентных отношений в электроэнергетике и участившихся в мире крупных системных аварий, которые повышают значимость фактора надежности для энергосистем и энергообъединений, введены основные понятия риска.

Проблема надежности технических систем в ее современном виде была сформулирована в начале 1950-x годов применительно к радиоэлектронным устройствам и системам автоматики, которые включали в себя большое количество элементов. Одними из первых отечественных работ в этом направлении были работы Н. М. Маликова, А. М. Половко, Я. Б. Шора, В. А. Луцкого, Б. С. Сотского, В. А. Козлова и др. В это время вводятся основные понятия и термины надежности и зависимости между ними.

Современные электроэнергетические системы отличаются от других технических систем не только большими размерами, но и сложным характером взаимосвязей между отдельными элементами и внешней средой, а также между объектами производства и объектами потребления энергии.

Функционирование энергетических систем имеет ряд особенностей. Механический перенос в область энергетики методов расчета и повышения надежности, разработанных в других областях техники, не может дать плодотворных результатов. Поэтому исследованию вопросов надежности электроэнергетических систем посвящено значительное число работ Л. А. Мелентьева, Ю. Н. Руденко, В. А. Баринова, М. Н. Розанова, В. А. Семенова, Ю. Б. Гук, В. А. Непомнящего, Ф. И. Синьчугова, Ю. А. Фокина, В. Н. Казанцева, В. Г. Китушина, Ю. Н. Кучерова и др.

Методы анализа надежности переживают этап становления. И это объясняет многообразие нерегламентированных, по сути, методик, показателей и критериев надежности, за исключением, может быть, критерия n – 1 и уровней резервов, непосредственно относящихся к данной проблеме.

Общесистемным критерием надежности, представляющим наибольший интерес для Системного оператора, является критерий статистической или балансовой надежности.

Вместе с тем разработанные у нас в стране и за рубежом нормативные показатели статистической надежности (LOLP — Loss of load probability) нормируют вероятность возникновения любых дефицитов мощности, что является достаточно грубой оценкой и не позволяет дифференцировать влияние отдельных составляющих (набора генерирующего оборудования, топологии сети и режима) на результирующее значение показателя.

Диспетчер в процессе своей деятельности постоянно принимает то или иное решение, при этом от диспетчера требуется умение предугадать все типы рисков, с которыми он может столкнуться, источники этих рисков и момент их возникновения. А оценив риски, диспетчер должен разработать меры по их сокращению и минимизации потерь, которые они могут вызвать.

С каждой альтернативой выбора А можно связать некоторую случайную характеристику XA и функцию распределения этой характеристики FA. В данном случае говорят о задаче выбора из альтернатив, представленных вероятностными распределениями. Такую задачу называют задачей выбора в условиях риска.

На рис. 1 приведены примеры двух функций распределения FA и FВ. Функция FA имеет больший разброс, давая «более рискованное» распределение, поэтому с точки зрения отвергающего риск лица представляет менее выгодную альтернативу.

Так, если для компенсации отклонения диспетчерского графика требуется увеличить нагрузку одной из электростанций на величину М (в обозначениях рис. 1), то при выборе станции a, из-за реальных ограничений на пропускную способность ЛЭП, режимов работы оборудования и др., реальная требуемая мощность будет иметь распределение Fa, при выборе станции b — Fb . В данных условиях диспетчер, стремящийся минимизировать риск, выберет для компенсации станцию b.

Рис. 1. Функции распределения с различным риском

В электроэнергетике мерой риска может служить необходимый резерв мощности, который понадобится для компенсации возможного небаланса в случае неблагоприятного развития событий при выборе определенного решения.

Диспетчер, который управляет работой энергосистемы, имеющей, как правило, большую протяженность территории с различными климатическими условиями и рельефом местности, вынужден принимать решения в условиях риска, обусловленного трудно предсказуемыми отказами оборудования и ЛЭП.

Вторая глава посвящена исследованиям и разработке методов оценки балансовой надежности электроэнергетических систем с использованием теории рисков.

Неприятие риска часто рассматривается как естественное решение, когда резерв мощности выбирается не менее мощности самого крупного источника электрической энергии в операционной зоне. Однако такой выбор не бесспорен, так как экономически не всегда оправдан.

Если принять — дефицит электроэнергии при возникновении i-го технологического нарушения (из m), то условие непринятия риска будет иметь вид

,                                        (1)

где — резерв мощности, выбранный исходя из неприятия риска.

На практике широкое распространение получило использование дисперсии в качестве показателя риска

.                                (2)

Риск, что возникший из-за технологического нарушения дефицит мощности не будет покрыт имеющимся резервом , тем выше, чем больше величина дисперсии.

В электроэнергетике i-е технологическое нарушение является рискованным, если

,                                        (3)

то есть образовавшийся в результате данного нарушения дефицит превышает имеющийся резерв мощности.

Более удачной оценкой риска в такой постановке представляется верхняя оценка дефицита, возникшего при неблагоприятном стечении обстоятельств, то есть это дефицит мощности в наихудшем случае. Оценивая наихудший возможный вариант, выбирают некоторый уровень вероятности и оценивают величину дефицита, который может возникнуть с вероятностью . Очевидна аналогия с уровнем значимости, используемым при проверке статистических гипотез: это уровень, ниже которого вероятность отклонения признается малой, а соответствующее событие — маловероятным.





В существующей литературе сумма под риском (Value at Risk, или VaR) принимается в качестве верхней доверительной границы (уровня ) мощности, которая может быть потеряна.

При использовании VaR приходим к квантильным оценкам, и мерой риска будет выступать квантиль соответствующего распределения.

Если p — случайный дефицит мощности, то

,                        (4)

где — функция распределения дефицита p.

Оценку риска возникновения дефицита мощности при различном составе генерирующего оборудования можно выполнить, используя модель концентрированной неоднородной энергосистемы. В этом случае производится анализ надежности только генерирующей подсистемы (в зарубежной практике эта задача обозначается как задача первого иерархического уровня — HL1). Предполагается, что величина нагрузки в данной модели равна своему ожидаемому максимуму на протяжении исследуемого интервала и не зависит от изменения частоты электрического тока в сети. Данное предположение, конечно, грубое, однако получаемые в этом случае «абсолютные значения» показателей надежности вполне могут оказаться полезными, поскольку позволяют сравнивать различные альтернативы не только качественно, но и количественно.

При расчете вероятностей состояний неоднородной концентрированной энергосистемы предполагаем, что n разных генераторов имеют коэффициент готовности , номинальную мощность Pi, а состояние генераторов описывается переменной ri, которая может принимать только два значения: ri = 0 (неработоспособное) и ri = 1 (работоспособное).

Суммарная мощность такой энергосистемы будет определяться выражением

.                                        (5)

Множество состояний j генераторов определяется различным числом сочетаний переменных , что в свою очередь определяет снижение располагаемой мощности энергосистемы

.                                (6)

А вероятность состояния генерирующего оборудования со сниженной мощностью определится формулой

,                        (7)

где k — набор состояний генерирующего оборудования с одинаковой сниженной мощностью.

Распределение вероятностей снижения располагаемой мощности для концентрированной энергосистемы с различным составом генерирующего оборудования приведено на рис. 2.

Распределения на рис. 2б и 2в имеют четко выраженные кластеры с нулевой плотностью вероятности между ними. Это приводит к тому, что риск возникновения дефицита мощности при переходе от правой границы первого кластера к левой границе второго практически не меняется. Так, для распределения на рис. 2б , а для распределения на рис. 2в . Из этого можно сделать вывод, что рациональный размер резерва мощности должен находиться в пределах одного из кластеров, так как возникновение дефицита со значением в интервале между кластерами маловероятно.

                а                                                        б

                                               в

Рис. 2. Распределение вероятностей снижения располагаемой мощности концентрированной неоднородной энергосистемы:

а — P1 — P5 = 200 МВт, Р6 = 500 МВт, = 0,005; б — P1, P2 = 50 МВт, P3, P4 = 100 МВт, P5, P6 = 600 МВт, = 0,005; в — P1 — P5 = 50 МВт, Р6 = 1250 МВт,  = 0,005

Введем общую математическую модель принятия решений при неопределенности. Рассмотрим некоторое множество состояний природы, или сценариев развития событий

.                                (8)

Один и только один из этих возможных сценариев реализуется в будущем.

Возможные варианты принятых решений описываются функциями на множестве сценариев Sj. Эти функции принимают значения в некотором множестве результатов, которое, в принципе, может быть очень сложным, многокритериальным. Будем считать для простоты, что речь идет об агрегированных показателях. В этом случае результаты выбора решения описываются числовыми значениями (для диспетчерского управления можно их рассматривать как требуемый резерв мощности). При реализации состояния природы (сценария) Si выбранный вариант решения приводит к результату .

Оценка выбранного решения может быть выполнена с использованием модели взвешивания результатов по весам сценариев

,                                (9)

где θ — некоторая функция полезности результатов.

Если оперативно-диспетчерской службе необходимо выбрать к реализации одну заявку из некоторого набора, то после выполнения заявки,

вывода в ремонт того или иного оборудования либо ЛЭП, возможна реализация того или иного состояния электроэнергетической системы (ЭЭС) , аварийное отключение еще одного элемента энергосистемы (или без такового из некоторого набора).

Таким образом, получается некоторое пространство результатов при принятии решения и реализации некоторого состояния ЭЭС :

.                                (10)

Каждому результату соответствует некоторая функция полезности , под которой понимается некоторая оценка реализации состояния ЭЭС при выполненной заявке . Функция полезности может иметь и отрицательное значение, если в результате выполнения заявки и реализации некоторого состояния ЭЭС возникнет аварийный или другой недопустимый режим.

Если состояние ЭЭС реализуется с некоторой вероятностью , то для выбранного решения (заявки) можно вычислить величину оценки риска от выбранного решения

,                                (11)

данная величина будет характеризовать и надежность выбранного варианта состояния ЭЭС.

Таким образом, для получения оценки (11) нам необходимо уметь определять вероятность и каким-то образом задать функции полезности для пространства результатов .

Поскольку мы рассматриваем состояния ЭЭС с однократными независимыми отказами (критерий n – 1), вероятность каждого состояния можно определить как вероятность отказа соответствующего элемента ЭЭС за время выполнения выбранной заявки . Для этой цели можно воспользоваться вероятностными моделями оценки надежности оборудования.

В качестве функции полезности может быть использован требуемый резерв активной мощности, необходимый для компенсации дефицита, который образовался из-за реализации того или иного сценария развития событий (8). Данный резерв может быть определен как методом экспертных оценок, так и расчетным путем. При указанном понимании функции полезности метод оценки риска (11) будем называть методом ожидаемого дефицита.

В случае обобщенной модели рассредоточенной энергосистемы исходно все узлы сбалансированы по мощности, то есть суммарная мощность станций узла вместе с поступающим балансовым потоком из других узлов равна нагрузке узла в определенный момент.

В этой модели каждый узел i рассматривается как концентрированная система. Генерирующая мощность указанной системы складывается из мощности собственных генераторов и мощности балансовых перетоков , поступающих из смежных узлов. Потоки мощности из соседних энергосистем представляем узлами без нагрузки и генераторами бесконечной мощности.

Для построения функции распределения дефицита мощности необходимо провести большое количество расчетов режима электрической сети энергосистемы. Для оценочного расчета установившегося режима электрической сети воспользуемся моделью постоянного тока, которую удобно применять для сравнения вариантов этой сети при отключении линий и блоков. Математическая модель для расчета дефицита мощности в неоднородной распределенной энергосистеме будет иметь вид

,                                (12)

,                        (13)

,                                        (14)

,                                        (15)

где — элементы матрицы узловых проводимостей, — угол вектора напряжения в узле i.

Значение дефицита мощности при различных сочетаниях отключенного генерирующего оборудования и ЛЭП определяем методом линейного программирования, а вероятность рассчитываемого режима определится по выражению (7).

На рис. 3 приведена схема простейшей распределенной неоднородной энергосистемы. Узлы 1 и 2 имеют как генераторы, так и потребителей электрической энергии. Узел 3 является балансирующим. В узле 1 имеется 3 генератора по 50 МВт с = 0,007. В узле 2 всего один генератор мощностью 500 МВт. Нагрузка узла 1 — 300 МВт, узла 2 — 400 МВт. Предельный переток по ЛЭП 31 составляет 200 МВт ( = 0,02), по ЛЭП 32 — 600 МВт ( = 0,02), по ЛЭП 21 — 400 МВт ( = 0,01). Проводимости ветвей схемы .

Рис. 3. Схема простейшей распределенной энергосистемы

Распределение вероятностей дефицита в энергосистеме, изображенной на рис. 3, при указанных исходных параметрах примет вид рис. 4. Риск дефицита электрической энергии, определенный по методу ожидаемого дефицита:

= –0,157 МВт,                        (16)

а при выводе в ремонт ЛЭП 21 —

= –3,337 МВт,                        (17)

что в 20 раз превышает оценку риска нормальной схемы.

       

       а                                                        б

Рис. 4. Распределение дефицита мощности в простейшей энергосистеме (а) и при выводе в ремонт ЛЭП 21 (б)

Рассмотренные положения позволяют производить оценку общесистемной надежности электроэнергетической системы и ее составляющих: генерирующей, структурной (топологической) и режимной.

В качестве базового значения риска дефицита мощности энергосистемы рационально использовать риск, вычисленный с помощью модели концентрированной неоднородной электроэнергетической системы.

Данная модель позволяет оценить риск дефицита, обусловленный надежностью только конкретного набора генерирующего оборудования (риск генерации) . Переход от концентрированной к распределенной неоднородной модели приводит к учету топологии сети и возможности образования дефицита мощности не только при отказе генерирующего оборудования, но и при отказе ЛЭП .

Риск, обусловленный наличием сети распределения электроэнергии (топологический риск) от генерирующих источников к потребителям, может быть получен как разность:

.                                (18)

Влияние режима электрической сети и допустимых перетоков по ЛЭП на риск возникновения дефицита может быть учтено посредством расчета функции распределения дефицита с учетом режима сети , и режимная составляющая риска (режимный риск)

.                        (19)

В целом риск, обусловленный наличием сети распределения электрической энергии (системный риск):

.                        (20)

В качестве примера рассмотрим эволюцию рисков при изменении конфигурации электрической сети энергосистемы, имеющей три энергоблока мощностью 50 МВт и один энергоблок мощностью 500 МВт. Вероятность отказа энергоблоков обоих видов = 0,007.

Различные схемы электрических сетей приведены на рис. 5, а соответствующие им функции распределения дефицита приведены на рис. 6 и 7.

Изменение величины риска при изменении конфигурации простейшей энергосистемы при переходе от концентрированной модели (рис. 5а) к двухузловой схеме сети (рис. 5б) приводит к увеличению риска на 20%, а при переходе к трехузловой схеме с двумя ЛЭП (рис. 5в) риск увеличивается практически в два раза, то есть топологический риск практически равен базовому генерирующему риску. Переход к схеме с тремя ЛЭП (рис. 5г) резко снижает топологический риск, а учет режима снова возвращает риск практически к прежнему значению (режимный риск).

Рис. 5. Схемы концентрированной энергосистемы (а), двухузловой распределенной энергосистемы (б),

трехузловой распределенной энергосистемы с двумя (в) и тремя (г) ЛЭП

       а                                                б

 

               в                                                г

Рис. 6. Функции распределения дефицита мощности в концентрированной энергосистеме (а), двухузловой распределенной энергосистеме (б), трехузловой распределенной энергосистеме

с двумя (в) и тремя (г) ЛЭП

Рис. 7. Функции распределения дефицита мощности в трехузловой распределенной энергосистеме с тремя ЛЭП, с учетом режима и ограничений перетоков по ЛЭП

Для случая, когда неизвестны характеристики надежности оборудования и сетевых элементов энергосистемы, разработан метод определения гарантированного по риску решения

 

   

 

 

В приведенном алгоритме dij – дефицит мощности, возникший в результате выбора диспетчером действия, соответствующего i – й строке исходной матрицы. Одновременно с этим «природа реализует» некоторый столбец j. В результате диспетчер «получит дефицит мощности», который совпадает с элементом матрицы, лежащем на пересечении выбранной  строки и реализовавшегося (независимо от такого выбора) столбца матрицы. При этом, диспетчер стремится к наименьшему (из возможных в указанных условиях) «ожидаемому дефициту» мощности в энергосистеме.

Третья глава посвящена оценке структурной надежности энергосистем на основе риска нарушения связности сети.

Рассматривая риск как опасность от какого-либо фактора (отключения оборудования или ЛЭП), имеет смысл считать его качественной величиной, не давая ему единой количественной оценки, поскольку он зависит от множества влияющих на него дополнительных факторов. Такой подход видится наиболее приемлемым для оценки структурной надежности энергосистем, когда риск рассматривается как возможность нанесения ущерба — нарушения нормальной работы энергосистемы.

Оперативное планирование режимов работы энергосистемы предполагает обязательный учет показателей надежности оборудования, в особенности линий электропередачи, для оценки риска принимаемых решений. Необходимо знать, на каком периоде жизни находится та или иная линия электропередачи и каковы ее показатели надежности. Приведенные в литературе данные по интенсивности отказов были определены в иных по сравнению с настоящими условиях эксплуатации оборудования и являются усредненными для бывшего СССР. Поэтому оценка показателей надежности для воздушных линий (ВЛ) конкретной энергосистемы в процессе эксплуатации является актуальной задачей.

Анализ статистических данных о надежности ВЛ проводился с помощью однофакторного дисперсионного анализа в непараметрической постановке и критериев Крускала — Уоллиса и Вилкоксона, так как априори закон распределения неизвестен, а выводы необходимо делать по малому объему выборки,  по которой установить тип закона  невозможно.

Проведенные исследования позволяют сделать следующее заключение:

– обработка статистического материала для ВЛ 500 кВ дала результаты, хорошо согласующиеся с параметрами, приведенными в литературе. Среднее значение интенсивности отказов для всей совокупности исходных данных по выборке отказов линий электропередачи 500 кВ составляет λср = 0,499, что несколько превышает показатели, приведенные в литературе (λуст = 0,37);

– результаты, полученные для ВЛ 330 кВ, говорят о существенном снижении надежности ЛЭП этого класса напряжений на Северном Кавказе;

– средняя интенсивность устойчивых отказов ЛЭП 330 кВ Северного Кавказа значительно превышает (> 2 раза) средние показатели по стране;

– поток отказов по внешним причинам составляет значительную долю в отказах ВЛ 500 кВ (λср = 0,57) и значительно превышает средние показатели по стране для ВЛ 330 кВ. Анализ внешних причин отказов говорит о том, что увеличение отказов обусловлено в первую очередь значительным количеством низовых пожаров и воздействием посторонних лиц (набросы, расстрелы изоляторов, проезд негабаритного транспорта и т. д.);

– поток отказов по внутренним причинам для ВЛ 330 кВ в зоне старения (λср = 0,589) говорит о низкой надежности этой группы ЛЭП, требующей принятия срочных мер.

Анализ надежности конкретной схемы распределительного устройства (РУ) заключается в оценке степени уверенности в выполнении заданных функций этой схемой в настоящем и будущем времени. При этом на первом этапе анализа надежности схемы нужно прежде всего описать условия ее работоспособности, то есть условия, при которых она может выполнить стоящую перед ней задачу. Для монотонных структур, которыми являются схемы энергосистем, функцию работоспособности можно записать с помощью так называемых кратчайших путей успешного функционирования и минимальных сечений отказов системы.

Таким образом, можно по-разному записать условия работоспособности системы:

– в виде дизъюнкции всех имеющихся кратчайших путей успешного функционирования (КПУФ):

R (s1,…,sn) = ,                        (21)

где l = 1, …, d — число КПУФ;

– в виде конъюнкции отрицаний всех минимальных сечений отказов (МСО):

R (s1,…,sn) = ,                        (22)

где l = 1, …, m — число МСО.

Условия работоспособности реальной системы можно представить в виде условий работоспособности некоторой эквивалентной (в смысле надежности) системы, структура которой представляет параллельное соединение КПУФ, или другой эквивалентной системы, структура которой представляет последовательное соединение отрицаний МСО.

Функция работоспособности (ФРС) ЭЭС в виде конъюнкции отрицаний всех МСО (одиночных и кратных) будет иметь вид

R (s1,…,sn) = …                (23)

Здесь Ni — набор номеров элементов схемы, отказ которых приводит к нарушению функционирования схемы; Nj,k — набор пар номеров элементов схемы, одновременный отказ которых приводит к нарушению функционирования схемы; Nl,d,v — набор троек номеров элементов схемы, одновременный отказ которых приводит к нарушению функционирования схемы, и т. д.

Число g1 в наборе Ni соответствует числу одиночных отказов элементов схемы, приводящих к нарушению критерия n – 1. Число g2 в наборе Nj,k соответствует числу парных отказов элементов схемы, приводящих к нарушению критерия n – 2. Число g3 в наборе Nl,d,v соответствует числу троек отказов элементов схемы, приводящих к нарушению критерия n – 3, и т. д.

В соответствии с изложенным введем понятие риска нарушения критерия n – k: его будем оценивать по числу возможных режимов схемы РУ, при которых нарушается ее связность.

Приведенные соотношения позволяют сформировать комбинаторный показатель риска снижения надежности : чем меньше значение , тем выше надежность исследуемой схемы. Нулевое значение соответствующей пары разрядов показателя говорит о выполнении соответствующего критерия n – k. Например, = 0,000035 говорит о сохранении работоспособного состояния схемы при одно- и двукратных отказах и нарушении критерия n – 3 в 35% трехкратных отказов элементов схемы.

Таким образом, нам остается ввести некоторый метод (или группу методов), позволяющий формировать ФРС в форме МСО, характеризующей надежность схемы в том или ином смысле.

Одним из возможных методов формирования ФРС является метод, основанный на анализе связности схемы электрической сети или РУ.

РУ электростанций и подстанций представляют собой узлы схем более высокого уровня, которыми являются схемы электрических сетей энергосистемы. В соответствии со своим назначением схема РУ должна обеспечивать связь всех ее присоединений в одной «электрической точке», то есть обеспечивать связность схемы. Изменение конфигурации РУ, приводящее к разделению схемы на два (или более) электрически не соединенных между собой узла, приводит к нарушению связности схемы РУ.

Так как электрическое сопротивление всех элементов РУ практически равно нулю, введем следующее формализованное понятие связности схемы (по аналогии с понятием связного графа). Если из любого узла схемы можно построить путь к любому другому узлу через существующие ветви данной схемы, схема считается связной (R = 1), в противном случае схема считается несвязной (R  = 0).

Отказом будем считать режим схемы РУ (конкретное сочетание включенных и отключенных ветвей), когда нарушается ее связность, так как разделение схемы РУ на несколько электрически не соединенных узлов может привести к изменению конфигурации сети энергосистемы.

В соответствии с изложенным введем понятие риска нарушения связности схемы РУ: его будем оценивать по числу возможных режимов схемы РУ, при которых нарушается ее связность.

Нарушение связности схемы распределительного устройства соответствует нарушению условия ее работоспособности, поэтому представляется удобным формирование функции работоспособности РУ через МСО, используя анализ связности схемы РУ.

Для оценки связности схемы будем сопоставлять матрицу связности МС, представляющую собой упрощенный вид матрицы инциденций. Строки МС соответствуют узлам, а столбцы — ветвям схемы. Если узел i соединен с ветвью j, то на пересечении i-й строки и j-го столбца проставляется 1, в противном случае — 0.        Матрица связанности с отключенным узлом k – МСk будет иметь нули во всех клетках строки k.

Матрица связности с отказавшей или выведенной в ремонт ветвью
r – МСr  будет иметь в соответствующем столбце r одни нули.

С учетом вышеизложенного разработан алгоритм оценки связности схемы, представленной матрицей МС:

S{МасИ[Уз], МС} = 1

в случае связности заданного массива узлов МасИ[Уз] данной схемой и

S{МасИ[Уз], МС} = 0

в случае отсутствия связности.

Проверка связности схемы при наличии выведенных в ремонт m ветвей
r1, … , rm будет иметь вид

S = S{МасИ[Уз], МС r1, … , rm }.                        (24)

Проверка связности схемы при сочетании выведенных в ремонт ветвей с отказом (аварийным отключением) еще одной ветви Nв:

S = S{МасИ[Уз], МС r1, … , rm, Nв}.                        (25)

Алгоритм (25) является центральным, позволяющим решить все перечисленные ранее задачи оценки связности схем РУ.

Для проверки связности схемы при заданном наборе выведенного в ремонт оборудования и аварийном отключении любой ветви из массива МасИ[В] необходимо применить алгоритм (25) столько раз, сколько элементов содержится в массиве МасИ[В], выбирая каждый раз в качестве Nв новый элемент из МасИ[В]. Связность схемы не должна нарушаться во всех ситуациях перебора:

         .       (26)

Проверку выполнения условия связности (26) целесообразно проводить, если выполняется условие связности (25). Невыполнение условия связности (25) говорит о неправильном планировании ремонтных работ, приводящих к нарушению связности схемы, если это не сделано осознанно.

В четвертой главе рассмотрено влияние релейной защиты на риск дефицита мощности в энергосистеме.

Оценку влияния надежности РЗА на надежность ЛЭП и генераторов энергосистемы можно оценить с применением логико-вероятностных методов, математическая сущность которых заключается в использовании функций алгебры логики (ФАЛ) для аналитической записи условий работоспособности системы и в разработке строгих способов перехода от ФАЛ к вероятностным функциям (ВФ), объективно выражающим безотказность этой системы (формулы 21, 22).

ФАЛ, отражающая условие отключения ЛЭП, имеет вид

,                        (27)

где — отказ ЛЭП, — работоспособное состояние РЗА, — работоспособное состояние ЛЭП, — ложная работа РЗА.

Поскольку приведенные выражения являются формами перехода к замещению (ФПЗ), выражение для вероятности отключения ЛЭП с учетом надежности РЗА будет иметь вид

,                                (28)

где — вероятность отказа ЛЭП, — вероятность правильного функционирования РЗА, — вероятность исправного состояния ЛЭП,  — вероятность ложной работы РЗА.

С учетом изложенных соображений функции распределения дефицита в простейшей энергосистеме (рис. 3) будут иметь вид, изображенный на рис. 8.

               а                                                        б

Рис. 8. Распределение дефицита мощности в простейшей энергосистеме без учета (а) и с учетом (б) надежности РЗА

Видно, что реальная надежность РЗА приводит к увеличению риска дефицита мощности в нормальной схеме в два раза.

Исследования, проведенные автором в 1980-е годы, показали, что значительная часть РЗА имеет структуру, сочетающую в себе токовый орган и блокирующий орган — реле направления мощности, реле напряжения, различные схемы торможения.

Показано, что наибольшую надежность будут иметь токовые защиты с блокированием, выполненные на основе гибридных полупроводниково-электромагнитных (ПП-ЭМ) реле. Данная электромагнитная база позволила разработать серию гибридных ПП-ЭМ реле: электромагнитное реле с дистанционным изменением уставки, электромагнитное реле контроля синхронизма с расширенными уставками по углу, токовое реле с фазочувствительной схемой, токовое реле с торможением для защиты линий электропередачи, токовое реле с торможением для защиты трансформаторов, токовое реле с отстройкой от броска тока намагничивания и другие реле с высокой аппаратурной надежностью, обеспечивающей снижение рисков дефицита мощности.

Пятая глава посвящена диагностике риска нарушения нормального режима работы энергосистемы.

Современные ЭЭС характеризуются сложной внутренней структурой и еще более сложным характером взаимодействия между элементами. Под состоянием энергосистемы будем понимать не только определенный порядок соединения ее элементов, но и режим работы этих элементов. Множество отдельных состояний ЭЭС могут быть похожими друг на друга по характеру соединения элементов и режиму их работы, что позволяет группировать отдельные состояния в некоторые множества, называемые классами. Для оценки риска нарушения нормального режима необходимо производить разбиение возможных состояний ЭЭС на классы в зависимости от заранее известных требований конкретной практической задачи.

Задача классификации линий электропередачи ЭЭС по уровню надежности имеет большое значение при оперативном принятии решения диспетчерским персоналом, так как требует анализа не только текущей информации, получаемой от средств диспетчерского технологического управления и оперативного персонала низшего уровня по телефону, но и априорной информации о состоянии и оперативных свойствах объекта управления.

Одной из важнейших является задача классификации аварийных ситуаций. Класс аварийных ситуаций в сложной электроэнергетической системе определяется по комплексу параметров, характеризующих режим работы системы, состояние схемы ЭЭС и вид возмущения. В качестве таких параметров могут приниматься мощности электростанций и нагрузок, напряжения в узлах системы, потоки мощности по линиям, реактансы основного оборудования, сбросы или набросы мощности на валы агрегатов станций во время аварий, продолжительность аварии, наличие автоматического повторного включения на линиях и т. д. В основе принятия решения при ликвидации аварий лежит разработка и использование критериев или правил, по которым определяется принадлежность режима к тому или другому классу. Изучение общих свойств объектов ЭЭС, входящих в каждый класс, может служить основой для получения априорных сведений, необходимых для успешной ликвидации аварийных ситуаций и снижения рисков их развития.

В данной работе предлагается метод классификации, основанный на идее образования и роста кластеров.

В математической постановке указанная задача выглядит следующим образом. Задано множество A, состоящее из n объектов . Пусть — мера близости каждой пары объектов из A, при полном совпадении объектов , чем больше , тем больше разница между реализациями объектов.

Весь процесс классификации состоит из двух стадий: стадии зарождения и стадии роста.

На стадии зарождения выявляются объекты с и объединяются в группу. В случае если полностью совпадающих объектов нет, увеличивают допустимую разницу до появления первых объектов с , которые и объединяют в группы A.

Стадия роста характеризуется как появлением новых групп (кластеров), так и ростом уже имеющихся. Введем эвристическое правило: вначале происходит рост уже имеющихся кластеров, а затем образование новых из объектов, не вошедших в ранее образованные кластеры, что обеспечивает . Процесс роста останавливается, когда все объекты войдут в те или иные кластеры.

Ниже приводится формальная постановка задачи кластерной классификации объектов, характеризующихся некоторым набором признаков.

Для каждого множества A, состоящего из n объектов, каждая реализация объекта может характеризоваться m параметрами:

, .                        (29)

Если — мера близости каждой пары объектов из A, то соответствует полному совпадению объектов. Чем больше , тем больше разница между реализациями объектов. Задавая некоторый порог B, получаем разбиение множества A на k непересекающихся подмножеств или кластеров, где :

        ,                                (30)

, при ,                (31)

,                                (32)

,                                (33)

где — множество номеров из n.

В предлагаемом методе центральным моментом является определение меры близости реализации двух объектов. Поскольку априори не известны законы распределения параметров, характеризующих состояние ЭЭС, то для вычисления необходимо использовать методы, не предполагающие применения какого-либо параметрического свойства, — непараметрические методы. Непараметрические методы менее чувствительны к засорениям статистических данных, к влиянию грубых ошибок, попавших в статистический материал, поэтому для расчета параметра будем пользоваться методом однофакторного анализа в непараметрической постановке по Уилкоксону.

Процедура применения метода заключается в объединении всех значений параметров различных реализаций объектов, ранжировании их в направлении от низших к высшим, разделении их по объектам, определении суммы рангов для каждого объекта и построении матрицы попарных разностей сумм рангов, которые и являются мерой близости реализации двух объектов.

Первое объединение двух реализаций в некоторый кластер получим, увеличивая порог от 0 до минимальной разности сумм рангов в матрице попарных разностей:

, где .                (34)

В дальнейшем увеличиваем порог до следующей минимальной разницы сумм рангов в матрице, если номер одной из реализаций объекта в данной разнице входит в один из уже сформированных кластеров, а разница сумм рангов между второй составляющей и остальными членами кластера меньше установленного порога , то эту составляющую вводим в данный кластер:

, где. (35)

В противном случае формируется еще один кластер из двух реализаций в соответствии с (34).

В результате получим некоторую последовательность разбиений исходного множества А на кластеры:

.                                (36)

Конкретное разбиение из полученного ряда выбирается по дополнительным соображениям неформального характера.

В работе проведены исследования, подтвердившие возможность определения места возникновения дефицита реактивной мощности в энергосистеме по распределению уровней напряжения в узлах электрической сети, а также возможность определения границ раздела энергосистемы на несинхронно работающие части по значениям частоты электрического тока в отдельных узлах электрической сети и информации о состоянии ЛЭП и трансформаторов, что позволяет снизить риск при принятии решений во время ликвидации аварий.

Шестая глава посвящена рискам человеческого фактора в диспетчерском управлении.

Возникновение и развитие технологического нарушения в подавляющем большинстве случаев происходит не на глазах оперативного персонала. О случившемся персонал узнает по срабатыванию устройств автоматической сигнализации, показаниям измерительных приборов, положениям блинкеров о действии релейной защиты и автоматики.

Надежность любой технической системы определяется надежностью ее самого слабого звена. Наиболее сложное и одновременно самое уязвимое звено человекомашинной системы, которой является электроэнергетическая система, это человек.

Количественная оценка риска аварий по вине персонала затруднена неопределенностью характеристик надежности персонала — слабого звена человекомашинной системы. Действия персонала в стрессовых условиях аварий при дефиците времени, сложные ошибки, число которых может быть весьма велико, множественные ошибки практически не поддаются анализу. Риск — это действие (поступок), выполняемое в условиях выбора в ситуации неопределенности, когда существует опасность в случае неудачи оказаться в худшем положении, а в случае удачи — в лучшем.

Описать каждое из свойств человека с помощью математических зависимостей, соответствующих процессу принятия решения и величине риска, невозможно. Поэтому при исследовании риска принятия решений операторами энергосистем будем пользоваться качественными методами исследований.

В настоящей работе предпринимается попытка экспериментально определить психологические характеристики человека, обеспечивающие минимальный риск для указанного типа деятельности.

Для оценки психологических характеристик оперативного персонала применялся известный тест-опросник Г. Айзенка.

Результат каждого отдельного обследования с использованием данного теста отображался точкой на плоскости (рис. 9) в координатах двух факторов: экстраверсии-интроверсии и невротизма.

Такое расположение эллипса рассеяния говорит о том, что типы темперамента для дежурного персонала сетевых предприятий и дежурных подстанций имеют разную направленность.

Полученные результаты соответствуют разному месту, занимаемому рассматриваемыми категориями оперативного персонала в иерархии оперативного управления энергетикой страны.

Дежурные сетевых предприятий (как и диспетчеры региональных диспетчерских управлений — РДУ и объединенных диспетчерских управлений — ОДУ) расположены в середине иерархической лестницы оперативно-диспетчерского управления и относятся к одной из категорий оперативных руководителей, что требует от них высокой коммуникабельности ввиду необходимости интенсивных контактов как с подчиненным персоналом, так и с оперативными руководителями верхнего уровня иерархии. Оптимальной личностью для такого рода деятельности с минимальным риском является сбалансированный тип в области экстра- и интроверсии (ровное общение как с вышестоящим, так и с нижестоящим персоналом).

Несмотря на то что ко всем группам оперативного персонала предъявляются требования высокой ответственности за свои действия, проведенные исследования уровней субъективного контроля различных групп оперативного персонала показывают, что для диспетчеров ОДУ характерна наиболее высокая степень личной ответственности за принимаемые решения и, следовательно, стремление избежать высокого риска. Дежурные подстанций склонны приписывать более важное значение внешним обстоятельствам, а дежурные ЦУС составляют пограничную группу.

Повышение профессиональной подготовки оперативного персонала до степени, обеспечивающей надежную его работу на уровне продуктивного и творческого действия, позволит снизить риск ошибочных действий при ликвидации технологических нарушений.

а б

в г

Рис. 9. Психологические характеристики дежурных подстанций 330–500 кВ (а, в)
и дежурных сетевых предприятий (б, г)

В общем случае необходимо иметь метод, позволяющий как производить оценку условий работы оперативного персонала и формировать требования по необходимому уровню его квалификации, так и оценивать объем получаемой персоналом при ликвидации технологических нарушений информации в части ее достаточности для снижения риска в работе оперативного персонала.

Такой метод может быть построен на основе обработки таблицы функций нарушений энергообъекта по аналогии с таблицей функций неисправностей устройств автоматики.

Состояние энергообъекта оперативный персонал оценивает по положению блинкеров устройств РЗА (ri), состоянию устройств сигнализации (sj) и показаниям измерительных приборов (pk), поэтому допустимо состояние энергообъекта представить набором (ri, sj, pk), где ri, sj — двоичные переменные, pk — аналоговая переменная.

Примем в качестве F00(ri, sj, pk) множество наборов, соответствующих нормальному режиму энергообъекта, не осложненных отказами РЗА и коммутационной аппаратуры; F10(ri, sj, pk) — множество наборов, соответствующих технологическим нарушениям, не осложненных отказами РЗА и коммутационной аппаратуры; F01(ri, sj, pk) — множество наборов, соответствующих нормальному режиму, но осложненных отказами РЗА;
F11(ri, sj, pk) — множество наборов, соответствующих технологическим нарушениям, осложненных отказами РЗА и коммутационной аппаратуры. Очевидно, что для надежной работы энергоустановки необходимо, чтобы ее исправное состояние всегда отличалось от состояния, обусловленного наличием технологических нарушений, то есть

F00 ∩ (F10 ∪ F11) = 0.                                (37)

Данное условие является необходимым; если оно не выполняется, то требуется реконструкция системы отображения информации о состоянии объекта, то есть состояние объекта должно представляться более совершенным набором
(ri, sj, pk).

Однако оно не всегда является достаточным. Условие достаточности зависит от уровня квалификации оперативного персонала, обслуживающего данный объект.

Каждому технологическому нарушению Н1 должен соответствовать набор из F10 и алгоритм А10 ликвидации этого нарушения. Задачей оперативного персонала является выбор алгоритма А10 по представленному набору (ri, sj, pk) и реализация алгоритма для ликвидации возникшего нарушения Н1, при этом может оказаться, что разным Н1 будут соответствовать одинаковые наборы F10. Если при этом и алгоритмы ликвидации технологических нарушений будут одинаковые, то рассматриваемая ситуация может считаться типовой, то есть

если F10 = Ft0, ∀ 1, t при  1 # t, то А10 = At0,                        (38)

в противном случае ситуация считается нетиповой.

При возникновении технологического нарушения, осложненного отказом устройства РЗА или коммутационной аппаратуры, могут возникнуть также нетиповые ситуации, когда

                       F10 # F1i,                                                (39)

где i — номер отказа РЗА или коммутационной аппаратуры. При этом некоторым наборам F1i уже может соответствовать другой (нетиповой) алгоритм ликвидации технологического нарушения:

                                А10 # A1i.                                                (40)

Для оперативного персонала, подготовленного к деятельности на творческом уровне, необходимое условие одновременно является и достаточным.

При этом в инструкциях «По ликвидации технологических нарушений» и «По РЗА для оперативного персонала» достаточно описать типовые ситуации без учета отказов РЗА и коммутационной аппаратуры.

Для оперативного персонала, подготовленного к деятельности на продуктивном уровне, допустимо возникновение нетиповой ситуации, однако алгоритм ликвидации нарушения должен остаться типовым, то есть описанным в инструкции «По ликвидации технологических нарушений», и условие достаточности примет вид

А10 = A1i, ∀ i = 1, m.                                        (41)

Если же А10 # A1i, то в этих случаях инструкции «По ликвидации технологических нарушений» должны содержать эти дополнительные алгоритмы ликвидации технологических нарушений, осложненных отказами РЗА или коммутационной аппаратуры.

Оперативный персонал, подготовленный для деятельности на репродуктивном уровне, может оперировать только с типовыми ситуациями и алгоритмами ликвидации технологических нарушений, поэтому условие достаточности будет иметь вид

А10 = A1i, ∀ i = 1, m; ∀ 1 = 1, n,                                (42)

F1i # Ftj, ∀ 1, t = 1, n; ∀i, j = 0, m  при 1 # t.

Последнее неравенство в условии (42) означает, что набор F1i, характеризующий состояние H1 объекта при любых отказах РЗА и коммутационной аппаратуры, не должен совпадать ни с одним из наборов Ftj, характеризующих состояние Ht, так же при любых отказах РЗА и коммутационной аппаратуры.

Требование (42) достаточно жестко и практически никогда не выполняется. Для определения более реального условия объединим наборы Fij с соответствующими одинаковыми значениями AiJ = Z во множества Fz, тогда условие достаточности для оперативного персонала, подготовленного к деятельности на репродуктивном уровне, примет вид

Fz ∩ Fk = ∅, ∀ z, k при z # k.                                (43)

Естественно, что инструкция «По ликвидации технологических нарушений» должна содержать все Z алгоритмов ликвидации технологических нарушений.

На заключительном этапе исследования разработаны принципы построения иерархических систем визуализации оперативной информации, обеспечивающие снижение риска ошибочных действий диспетчерского персонала.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

В результате выполнения комплекса теоретических и экспериментальных исследований взаимосвязи надежности электроэнергетических систем и риска нарушения нормального режима их работы получила развитие теория оценки системной надежности электроэнергетических систем величиной риска ожидаемого дефицита мощности.

Основные результаты, полученные в диссертационной работе, можно сформулировать следующим образом:

  1. На основе анализа и систематизации методов оценки диспетчерских рисков предложено оценивать надежность электроэнергетических систем мерой риска дефицита мощности в энергосистеме. Разработана методика, позволяющая диспетчерскому центру, имея данные о плановом графике нагрузки, составе работающего оборудования, конфигурации электрической сети и характеристиках надежности оборудования и ЛЭП, выбрать величину и размещение резервов активной мощности в энергосистеме, обеспечивающие минимальный риск дефицита мощности.
  2. Разработана методика оценки диспетчерских решений с использованием понятия ожидаемой полезности результата на основании модели взвешивания для оценки надежности электроэнергетических систем. Показано, что в качестве функции полезности может быть использован требуемый резерв активной мощности, необходимый для компенсации дефицита, образовавшегося из-за реализации того или иного сценария развития событий.
  3. Проведены исследования соотношений величины риска в однородной концентрированной энергосистеме, в неоднородной концентрированной энергосистеме и в неоднородной распределенной энергосистеме. Проведенные исследования позволили разработать методику для оценки структуры риска дефицита мощности энергосистемы, характеризующую ее системную надежность. Получены соотношения позволяющие вычислить риск ожидаемого дефицита для заданного набора оборудования, риск потери генерации,  вычислить риск, обусловленный наличием сети распределения электроэнергии, — топологический риск, а так же риск с учетом режима сети — режимный риска.
  4. Разработаны методика оценки структурной надежности энергосистемы, основанная на сравнении различных конфигураций схемы по числу возможных опасных последствий и методика исследования надежности линий электропередачи, учитывающая период их эксплуатации, основанная на непараметрических методах оценки.
  5. Выполнено исследование влияния устройств релейной защиты на риск дефицита мощности в энергосистеме, позволяющее учесть влияние конечной надежности устройств РЗА на системную надежность.  Разработана серия гибридных полупроводниково-электромагнитных реле с высокими показателями надежности, снижающих риск возникновения дефицита активной мощности в энергосистеме.
  6. Разработана методика классификации, основанная на идее образования и роста кластеров, использующая непараметрические расчетные процедуры и позволяющая автоматизировать определение мест возникновения ненормальных режимов работы энергосистемы в условиях, когда получение достаточно достоверных априорных сведений о параметрах этих режимов весьма проблематично. Методика позволяет снизить риск при принятии решений во время ликвидации аварий.
  7. Выполнено исследование психологических характеристик диспетчерского персонала и определены психологические характеристики, наиболее благоприятные для снижения риска деятельности оперативного персонала различных уровней диспетчерского управления.  Разработана методика оценки энергетических объектов, требующих постоянного дежурного персонала, на требуемый уровень  его подготовки к деятельности по ликвидации технологических нарушений.
  8. Результаты диссертационного исследования использованы при разработке программы реорганизации региональных диспетчерских управлений ОАО «СО ЕЭС».
  9. Методы оценки балансовой надежности электроэнергетических систем, разработанные автором, использованы при подготовке Технологических правил работы Единой энергетической системы.
  10. Результаты исследований внедрены и используются в центре тренажерной подготовки ОАО «СО ЕЭС» при подготовке диспетчерского персонала Системного оператора всех уровней диспетчерского управления — ЦДУ, ОДУ и РДУ.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

    1. Зинченко В.Ф., Будовский В.П. Отстройка направленных реле от апериодической составляющей тока короткого замыкания // Электрические станции, 1982, № 7, с. 60–63.
    2. Зинченко В.Ф., Будовский В.П. Электромагнитное реле с электронным торможением для дифференциальной защиты трансформатора // Промышленная энергетика, 1983, № 7, с. 31–34.
    3. Зинченко В.Ф., Будовский В.П., Гибридное полупроводниково-электромагниное реле // Электрические станции, 1983, № 8, с. 63–65.
    4. Зинченко В.Ф., Будовский В.П. Гибридное полупроводниково-электромагниное реле // Электромеханика, 1983, № 9, с. 104–107.
    5. Будовский В.П., Зинченко В.Ф. Необходимые условия возможности и достаточности непрерывного логического контроля устройств релейной защиты // Электричество, 1985, № 11, с. 44–46.
    6. Будовский В.П., Зинченко В.Ф. Гибридное ПП-ЭМ реле с торможением для защиты ВЛ распределительных сетей // Электрические станции, 1986, № 9, с. 61–63.
    7. Будовский В.П. Анализ устройств релейной защиты для синтеза функционального контроля // Энергетика, 1990, № 9, с. 23–26.
    8. Будовский В.П., Афанасьев А.И. Методика оценки коммерческих потерь электроэнергии // Электрические станции, 1997, № 8, с. 47–52.
    9. Будовский В.П., Левченко И.И. О работе панелей релейной защиты при видоизменяющемся коротком замыкании // Электрические станции, 1998, № 11, с. 49–50.
    10. Будовский В.П., Пасторов В.М. Надежная работа персонала при ликвидации технологических нарушений на энергообъектах // Электрические станции, 2000, № 10, с. 32–37.
    11. Будовский В.П., Иванова С.И., Сулименко А.О. Повышение чувствительности первой ступени токовой защиты от коротких замыканий на землю панели ЭПЗ-1636 // Электрические станции, 2001, № 1, с. 43–45.
    12. Будовский В.П. Визуальные средства обеспечения надежной работы диспетчерского персонала энергосистем // Электрические станции, 2003, № 9, с. 35–39.
    13. Будовский В.П., Пасторов В.М. Оценка действий диспетчерского персонала при проведении противоаварийной тренировки // Электромеханика, 2004, № 6.
    14. Ильенко В.В., Воронин В.Т., Будовский В.П. Опыт создания и использования первого центра тренажерной подготовки оперативно-диспетчерского персонала // Энергетик, 2004, № 7.
    15. Будовский В.П. Исследование взаимосвязи психологических характеристик оперативного персонала энергосистем с видом его детельности // Электрические станции, 2004, №7.
    16. Будовский В.П., Шульгинов Н.Г. Надежность линий электропередачи 330 и 500 кВ Объединенной энергосистемы Северного Кавказа // Электрические станции, 2005, № 7, с. 58–64.
    17. Будовский В.П. Непараметрический подход к решению классификационных задач электроэнергетики // Электромеханика, 2006, № 6, с. 9–13.
    18. Будовский В.П., Паршин И.В. Оценка уровня субъективного контроля оперативного персонала // Электрические станции, 2007, № 4, с. 2–5.
    19. Будовский В.П. Неформальная оптимизация операционных зон диспетчерских центров // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета, 2007, № 1.
    20. Будовский В.П., Охотин В.В. Использование программного комплекса «Эксперт-диспетчер» при аттестации диспетчерского персонала // Энергетик, 2007, № 12, с. 17–19.
    21. Будовский В.П. Кластерный метод диагностики нарушения нормального режима работы энергосистем // Энергетик, 2009, № 6, с. 2–5.
    22. Будовский В.П. Риск дефицита мощности энергосистемы // Электричество, 2009, № 8, с. 12–17.
    23. Будовский В.П. Оценка диспетчерских решений методами теории рисков // Электрические станции, 2009, № 8, с. 9–11.
    24. Будовский В.П. Оценка балансовой надежности энергосистемы величиной риска дефицита мощности // Энергетик, 2010, № 7, с. 9–11.
    25. Budovskii V.P., Shul’ginov N.G. Reliability of 330- and 500-kV Transmission Lines of the United Power System of Northern Caucasia // Power Technology and Engineering, Vol. 39, N.5, 2005, p. 302–307.

Изобретения

А.С. 892514 (СССР), А.С. 928455 (СССР), А.С. 993377 (СССР), А.С. 1065923 (СССР), А.С. 1101946 (СССР), А.С. 1173459 (СССР), А.С. 1228179 (СССР), А.С. 1334257 (СССР), А.С. 1356110 (СССР), А.С. 1585853 (СССР), А.С. 1628120 (СССР), Патент 1836772 (РФ).

Отчеты о НИР

Будовский В.П. и др. Разработка комплекса реле защиты и автоматики на базе РТ-40 // Отчет по х/д Ч-28/20, гос. № 79023136/ за 1979 г. № 831641; за 1980 г. № 931869; за 1981 г. № 79023136; за 1982 г. № 02830031895; за 1983 г. № 0284058085; за 1984 г. № 02850025770; за 1985 г. № 02860022758.

Личный вклад. В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежат: в [1–4] — разработка математических моделей и обработка результатов исследований; в [5; 6; 8–11; 13; 17] — постановка задачи, разработка математических моделей и формулировка выводов; в [12; 15; 22; 24] — постановка задачи, формулировка выводов. Общий объем текста, написанный в публикациях лично автором, составляет 10 п. л.






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.