Обеспечение безопасности электроэнергетических систем

УДК 621.311.16

Е.В. Болоев, М.А. Дубицкий ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

Предложена методика обеспечения безопасности

электроэнергетических систем при аварийном отключении крупных электрических станций и межсистемных связей.

Надежность, безопасность, живучесть, электроэнергетическая система, электрические станции, мобильный резерв мощности.

E.V. Boloev, M.A. Dubitsky SECURITY OF ELECTRIC POWER SYSTEMS

The methods of the security of electric power systems for emergency switching of large power plants and interconnections.

Reliability, safety, non-failure operation, power system, power plants, mobile reserve of capacity.

Постановка задачи

Современное состояние энергетики связано с все более возрастающим неблагоприятным воздействием ее объектов на людей и окружающую среду. Безопасность объектов энергетики является единичным свойством комплексного свойства надежности, характеризует недопущение объектами ситуаций опасных для людей и окружающей среды [1]. Неполнота безопасности может проявиться и в нормальных условиях работы объекта из-за его технического несовершенства. Далее будет рассматриваться только, так называемая, «аварийная» безопасность электроэнергетических систем (ЭЭС), которые являются составной частью энергетического комплекса.

На территории России большая часть ЭЭС объединена в Единую электроэнергетическую систему (ЕЭЭС). Более половины её установленной мощности размещено на станциях мощностью более 1 ГВт. В состав ЕЭЭС входят объединенные ЭЭС (ОЭЭС). Пропускная способность электропередач по «сечениям» на границах между ОЭЭС составляет 1-3 ГВт, т.е. соизмерима с мощностью крупных электростанций [1].

Аварийное отключение крупных электростанций или межсистемных связей из-за их повреждений и последующее массовое отключение потребителей (прекращение их электроснабжения) означает мгновенную остановку электронасосов, обеспечивающих циркуляцию воды в теплотрассах. При этом останавливаются не только ТЭЦ, но и все котельные, попавшие в зону аварии. В зимнее время подобные ситуации представляют особую опасность для жизни и здоровья людей. Аварийное отключение электронасосов в системе водоснабжения приводит к прекращению подачи воды потребителям, а в системе канализации к аварийному сбросу отходов, загрязняя при этом территорию и водоемы. Отключен будет электрифицированный трубопроводный и железнодорожный транспорт и т.д.

Вероятность возникновения таких аварий возрастает по ряду причин:

а) старение оборудования;

б) снижение инвестиций в строительство и реконструкцию генерирующих мощностей особенно в 90-е годы;

в) некомпетентное руководство, ориентированное, в основном, на получение прибыли;

г) возможность террористической угрозы объектам энергетики и в том числе электроэнергетики.

Для компенсации небалансов мощности, связанных с отключением крупных электростанций и межсистемных связей, ЭЭС должны иметь в достаточном количестве мобильный резерв мощности (RМ ), необходимый для быстрой коррекции режима, и возможность его использования с учетом ограниченных пропускных способностей межсистемных связей. Мобильного резерва генерирующей мощности для компенсации таких небалансов обычно не хватает и поэтому дополнительно отключается нагрузка, которую будем далее рассматривать как аварийный резерв мощности системы, размещенный у потребителей. Таким образом, мобильный резерв мощности размещается, во-первых, на генерирующем оборудовании электрических станций (оперативный включенный резерв активной генерирующей мощности системы - Rовкл), а во-вторых, у потребителей (величина нагрузки, которая может быть кратковременно отключена, - Rкон), т.е. будет равен их арифметической сумме. Тогда

КМ = Ко.вкл + Кон .

После загрузки агрегатов невключенного (холодного) резерва подключается кратковременно отключаемая нагрузка и потребители продолжают свою работу в нормальном режиме. Таким образом, резерв у потребителей (Rкон) замещается менее мобильным невклю-ченным резервом генерирующей мощности (Rонвкл). Это оправдано и с экономиической точки зрения. «Погашение» крупной электрической станции является редким событием и соответственно не часто будет кратковременно в большом объеме отключаться нагрузка. Иметь же в качестве мобильного резерва только оперативный включенный резерв для компенсации небаланса мощности было бы связано со значительно большими затратами.

Первые рекомендации по выбору резерва генерирующей мощности в ЭЭС были сделаны еще в 30-е годы прошлого века советским ученым С.А. Кукель-Краевским. Им было предложено выбирать величину оперативного резерва генерирующей мощности исходя из фактически имевших место в ЭЭС аварийных отключений генерирующего оборудования. Тогда выбранное резервное оборудование, если бы оно было в ЭЭС, должно было компенсировать фактически имевший место аварийный недоотпуск электрической энергии. В настоящее время вопросы рационального использования резервов генерирующей мощности достаточно подробно рассмотрены в монографии [2], где наряду с классификацией резервов генерирующей мощности по их мобильности и функциональному назначению рассматриваются методы и модели выбора каждой очереди оперативного резерва генерирующей мощности. Целью настоящей работы является разработка методики определения величины и размещение в системе резерва у потребителей - Rкон (мощности кратковременно отключаемой нагрузки), необходимого для предотвращения развития аварии, вызванной отключением в ЭЭС крупной электрической станции или межсистемной связи.

Следует отметить, что экономические последствия ограничения электроснабжения потребителей представляют собой не ущербы от перерывов электроснабжения, а дополнительных издержки системы, связанные с предоставлением ей предприятиями некоторой услуги по ограничению потребляемой ими мощности. Предоставленная предприятиями услуга оплачивается системой в соответствии с заключенными между ними договорами. Величина этих издержек для системы, как правило, превышает величину ущербов у потребителей.

Решение задачи содержит два этапа. На первом этапе в соответствии с рекомендациями [2] определяется величина и размещение в системе оперативного включенного резерва

генерирующей мощности, на втором - величина и размещение резерва мощности у потребителей (мощности кратковременно отключаемой нагрузки).

Осуществляется на основе анализа режима работы системы, когда в течение рассматриваемых суток для каждой m -й подсистемы (m = 1, M ) известна располагаемая мощность

тивного резерва Ro н вKл (ж).

Рассмотрим вначале выбор и размещение резерва мощности у потребителей, предназначенного для ликвидации небалансов, возникающих при аварийном отключении межсистемной связи. Решение начинается с обоснования необходимости привлечения резерва мощности у потребителей. Математическая формулировка этой задачи запишется в следующем виде.

Минимизировать

Условие (2) позволяет минимизировать небалансы мощности (N неб) в системе. Уравнения (3) являются уравнениями баланса мощности подсистем. В этих уравнениях принято:

своей величины может рассматриваться как небаланс мощности в m -й подсистеме (когда она отрицательная), либо как оперативный включенный резерв мощности с учетом обменной мощности между подсистемами (когда она положительна). Неравенствами (4) учитываются ограничения перетоков мощности по связям между подсистемами. Формула (5) позволяет определить величину небалансов мощности в подсистемах.

Величина небалансов мощности, а также их распределение по подсистемам определяется решением задачи (2)-(5), которое может быть получено с использованием метода внутренних точек [3]. Аварийное снижение пропускной способности учитывается изменением в неравенствах (4) значений нижней и верхней границы пределов передаваемой мощности. В результате решения задачи (2)-(5) выявляются подсистемы, в которых возник небаланс мощности, что служит основанием для размещения в системе мобильного резерва у потребителей. Для этого предварительно составляется общий для всей системы список потребителей, формирующих резерв мощности, в порядке возрастания затрат, связанных с их отключением. Величина этих затрат определяется договорами между системой и соответствующими потребителями электрической энергии. Размещение резерва мощности у потребителей (с учетом рекомендаций [2]) начинается с выбора из этого списка самых дешевых, но принадлежащих подсистеме, где имеется небаланс мощности. На величину мощности этого потребителя уменьшается в этой же подсистеме нагрузка. Затем вновь решается задача (2)-(5), но (наряду с изменением границ пределов передаваемой мощности) в уравнениях (3) уменьше-

Выбор и размещение резерва мощности у потребителей

N (ж), суммарная нагрузка потребителей Nн (ж), величина мощности в плановом Rp (ж) и аварийном простое Nа(ж), а также включенная RoвKл(ж) и невключенная мощность опера-

М

Ё Nнеб (ж) ;

ж=1

при ограничениях

К

Np

к =1

Рлк (ж) ^ Рлк (ж) ^ Р лк (ж) ; к = 1 5 ;

ж = 1, ж.

Рлк ( ж) - значения перетоков мощности по к -й связи (к, К - текущий номер и число связей, примыкающих к ж -й подсистеме); X(ж) - текущая переменная, которая в зависимости от

но для соответствующей подсистемы значение ее нагрузки на величину мощности отключаемого потребителя. В результате ее решения проверяется наличие небалансов мощности в подсистемах. В случае наличия небалансов мощности выбирается еще один потребитель.

Данная процедура повторяется до тех пор, пока не будут компенсированы все небалансы мощности, возникающие при аварийном отключении рассматриваемой межсистемной связи. Таким образом, формируется список потребителей, которые будут отключены при отключении рассматриваемой межсистемной связи. Аналогично составляются списки потребителей для компенсации небалансов, возникающих при аварийном отключении других межсистемных связей. На основе этих списков формируется общий для системы список потребителей, отключение которых позволяет компенсировать небалансы мощности, вызванные отключениями межсистемных связей. Резерв мощности, размещенный у потребителей в каждой подсистеме, будет равен арифметической сумме мощности потребителей, которые необходимо будет отключить в каждой подсистеме при отключении межсистемных связей.

Рассмотрим теперь выбор и размещение резерва мощности у потребителей, необходимого для ликвидации небалансов, возникающих при аварийном отключении в любой из подсистем наиболее крупной электрической станции. Решение (как и в предыдущем случае) начинается с обоснования необходимости привлечения резерва мощности у потребителей. Для этого решается задача (2)-(5), но в уравнениях (3) для рассматриваемой подсистемы увеличивается значение мощности в аварийном простое на величину мощности наиболее крупной станции.

Процедура размещения резерва у потребителей производится так же, как и в предыдущем случае, но для компенсации небалансов мощности в первую очередь привлекается резерв, размещенный в той же системе, где произошло аварийное отключение станции, так как при этом использование резерва не ограничивается пропускной способностью сети. В результате формируется список потребителей, которые будут отключены для компенсации небалансов мощности, возникающих при отключении межсистемных связей и крупных электростанций и определяется резерв мощности у потребителей в каждой ж -й подсистеме.

Таблица 1

Параметры объединенной системы

Наименование Номер системы ж

1 2 3 4 5 6 7

Располагаемая мощность Nр (ж), МВт 3500 5400 4200 4600 6700 7200 3800

Мощность в плановом ремонте Яр(ж), МВт 200 150 200 180 380 120 100

Оперативный невключенный резерв Яонвкл (ж), МВт 370 220 140 280 300 350 250

Мощность в аварийном ремонте Na(ж), МВт 150 200 300 200 200 400 200

Нагрузка Nн (ж), МВт 3000 5400 4000 4000 4800 5400 3700

Схема ОЭЭС

Мощность наиболее крупной 1200 2500 1500 2300 3000 3800 2000

станции в энергосистеме, МВт

Ккон

I =1

где NП г(т) - мощность г -го потребителя в т -й подсистеме, который будет отключен для

компенсации небаланса мощности в системе.

Алгоритм выбора резервов мощности у потребителей реализован с помощью вычислительной программы.

Пример. На рисунке приведена схема ОЭЭС. В табл. 3 приведены данные необходимые для расчета.

Таблица 2

Ограничения по перетоку мощности

Ограничения по перетоку мощности: Межсистемные связи

1-2 2-3 2-4 2-5 4-5 5-6 6-7

Р (т), М Вт —лк V / 5 - 500 - 700 - 1000 - 1000 - 1000 - 700 - 500

Рлк(т), МВт +500 +700 +1000 +1000 +1000 +700 +500

Таблица 3

Список потребителей упорядоченный по мере возрастания затрат связанных с их отключением

№ п/ п Потребитель Величина отключаемой нагрузки, МВт № п/п Потребитель Величина отключаемой нагрузки, МВт

номер системы номер потребителя номер системы номер потребителя

1 1 1 500 12 2 3 700

2 3 1 800 13 4 2 1000

3 6 1 2000 14 7 2 900

4 4 1 1200 15 6 2 2600

5 1 2 700 16 3 2 550

6 2 1 1000 17 7 3 300

7 5 1 2000 18 4 3 400

8 7 1 900 19 6 3 300

9 5 2 800 20 7 4 200

10 1 3 400 21 5 3 300

11 2 2 1200 22 3 3 400

* Потребители, которые по результатам расчетов необходимо будет отключать для компенсации небалансов мощности в ОЭЭС

Рассмотрим в частности случай отключения МС 2-5. При этом дефициты мощности будут иметь место в первой - 37,28 МВт, второй - 77,62 МВт, третьей - 115,09 МВт и четвертой - 60 МВт системе. Отключение нагрузки первого потребителя в первой системе мощностью 500 МВт позволяет ликвидировать небалансы мощности в дефицитных системах.

При отключении крупной станции во второй системе мощностью 2500 МВт для компенсации дефицитов мощности достаточно отключить в этой системе первый и второй потребитель соответственно мощностью 1000 МВт и 1200 МВт.

154

Как показали расчеты, для компенсации небалансов мощности связанных с отключением крупных электрических станций и межсистемных связей, необходим резерв мощности, размещенный у потребителей: в первой системе - 1200 МВт, второй - 2200 МВт, третьей -1350 МВт, четвертой - 1200 МВт, пятой - 2800 МВт, шестой - 2000 МВт, седьмой - 1800 МВт. Общий резерв, размещенный у потребителей, составляет 12550 МВ.

Заключение

Предложена методика рационального использования резервов активной мощности. Методика позволяет рационально использовать резервы генерирующей мощности, а также выделить потребители активной мощности, отключение которых будет эффективным средством обеспечения безопасности ЭЭС при аварийном отключении крупных электрических станций и межсистемных связей.

ЛИТЕРАТУРА

1. Надежность систем энергетики и их оборудования : в 4-х т. Т.1. Справочник по общим моделям анализа и синтеза надежности систем энергетики / Под общ. ред. Ю.Н. Руденко. М.: Энергоатомиздат, 1994. 480 с.

2. Дубицкий М. А. Выбор и использование резервов генерирующей мощности в электроэнергетических системах / М. А. Дубицкий, Ю.Н. Руденко, М.Б. Чельцов. М.: Энергоатомиздат, 1988. 272 с.

3. Дикин И.И. Итеративное решение задач линейного и квадратичного программирования / И.И. Дикин // Доклады Академии наук СССР. 1967. Т. 174, № 4. С. 747-748.

Дубицкий Михаил Александрович -

кандидат технических наук, доцент кафедры «Автоматизация и электроснабжение промышленных предприятий» Ангарской государственной технической академии

Болоев Евгений Викторович -

доцент кафедры «Автоматизация и электроснабжение промышленных предприятий» Ангарской государственной технической академии

Статья поступила в редакцию 15.07.11, принята к опубликованию 22.11.11