научная статья по теме СРАВНЕНИЕ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ И ЗАРУБЕЖНЫХ ВЕРОЯТНОСТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ БАЛАНСОВОЙ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ Энергетика

Текст научной статьи на тему «СРАВНЕНИЕ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ И ЗАРУБЕЖНЫХ ВЕРОЯТНОСТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ БАЛАНСОВОЙ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ»

ИЗВЕСТИЯ АКАДЕМИИ НАУК ЭНЕРГЕТИКА

СРАВНЕНИЕ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ И ЗАРУБЕЖНЫХ ВЕРОЯТНОСТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ БАЛАНСОВОЙ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

Показаны методические особенности оценки вероятностных показателей балансовой надежности, применяемых в отечественной и зарубежной практике проектирования ЭЭС. Выявлены основные проблемы при сопоставлении программных средств, разработанных в России с зарубежными аналогами. Теоретически доказана несостоятельность перевода нормативного показателя балансовой надежности территориальной зоны ЭЭС в виде среднего числа дней дефицита мощности в год — длительности потери нагрузки в сутках, применяемого в развитых странах в нормативный показатель балансовой надежности, в виде интегральной вероятности появления дефицита мощности, применяемого в России.

Введение. Известно, что основными факторами, позитивно влияющими на надежность электроэнергетических систем (ЭЭС) при функционировании и управлении их развитием являются величины резервов генерирующей мощности отдельных территориальных зон диспетчерского управления (объединенные и региональные ЭЭС) и запасы пропускных способностей связей, их соединяющие. Мероприятия по достижению этих величин являются весьма дорогостоящими и достаточно инерционными. Поэтому при перспективном планировании ЭЭС они должны тщательно обосновываться и быть выгодными для потенциальных инвесторов. Тем не менее, на протяжении более чем десятилетнего периода (1993—2005 гг.) этим вопросам не уделялось должного внимания. Связано это было как с реорганизацией процесса управления электроэнергетикой страны и несовершенством некоторых законов, касающихся электроэнергетической отрасли, в частности закона "Об их электроэнергетике" [1], так и возникшей, вызванной значительным спадом потребления электроэнергии в этот период, избыточностью системы.

В настоящее время со стороны ОАО "СО ЕЭС" делаются попытки снять остроту этой проблемы. По поручению Министра энергетики РФ (протокол от 25-26.11.2009 № СШ-071/01-48вн) разработан проект технологических правил работы электроэнергетических систем (ТПР ЭЭС), совместно с ОАО "Институт "ЭНЕРГОСЕТЬПРО-ЕКТ" выполнена работа по совершенствованию действующих методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем [2]. В этих документах, достаточно большое внимание уделено вопросам разработки нормативных требований к средствам обеспечения надежности — резервам мощности территориальных зон ЭЭС при управлении их развитием и к показателям их балансовой надежности. Ниже сделана попытка проведения сопоставительного анализа:

— методических принципов к решению задачи оценки показателей балансовой надежности ЭЭС и соответствующих программных средств, применяемых в российской и зарубежной практике проектирования ЭЭС;

— отечественных и зарубежных показателей балансовой надежности и нормативных требований к ним;

— результатов оценки и оптимизации балансовой надежности конкретной ЭЭС с использованием различных методических принципов.

1. Краткая информация о существующих математических моделях оценки показателей балансовой надежности ЭЭС. Вопросам разработки методических принципов исследования надежности многозонных ЭЭС и их реализации в математических моделях, посвящено достаточное количество отечественных и зарубежных работ, обобщенных в монографиях [3—6] и др. Решение задачи оценки показателей балансовой надежности требует формирования состояний генерирующей мощности и системообразующих линий электропередачи, вызванных их внеплановыми, аварийными отключениями и оценки этих состояний на предмет обеспечения потребителей электроэнергией надлежащего качества в полном объеме. Следует отметить, что эти состояния должны формироваться для разных временных интервалов (сутки, год) и рассматриваемых территориальных зон ЭЭС. При разработке математических моделей оценки показателей балансовой надежности многозонных ЭЭС применяются аналитические методы и методы комбинаторного и статистического моделирования.

Модели, основанные на применении аналитических методов, предполагают последовательное преобразование рядов вероятностей избытков и дефицитов мощности с учетом имеющихся запасов пропускной способности системообразующих связей двух соседних территориальных зон (узлов расчетной модели ЭЭС) от одной вершины расчетного графа сети к другой. Из разработанных и используемых в свое время в проектной практике моделей, основанных на применении этих методов, можно выделить отечественные модели АМОНД/Д (ОАО "ЭНИН") [5] и АМОН/Н (КирНИОЭ) [7] и зарубежные: TRELSS (EPRI), TPLAN (Siemens) и др. [8—10]. Определение показателей балансовой надежности ЭЭС аналитическими методами значительно повышает вычислительную эффективность, но ограничены применением только для радиально-магистральных схем системы.

Модели, основанные на методах статистического моделирования, нашли применение при оценке показателей балансовой надежности сложных многозонных ЭЭС [6, 10—12]. Определение показателей балансовой надежности в них может быть организовано на базе анализа случайных событий (модели "Орион" [6, 13], Янтарь [12], модель ЭНИНа [5], MECORE [10] и др.) и случайных процессов (модели "Поток" [11], GE MARS, GridView и др. [8, 9]). Основным недостатком моделей, основанных на применении этих методов, является их невысокая вычислительная эффективность. Но современное развитие средств вычислительной техники и возможность получения широкого спектра показателей балансовой надежности делают эти модели и заложенные в них методы предпочтительными.

При разработке методики оценки показателей балансовой надежности многозонных ЭЭС, базирующейся на методах статистического моделирования, основными компонентами являются блоки формирования теми или иными методами случайных состояний системы и их оценки для покрытия нагрузки территориальных зон с учетом ограничений по пропускной способности связей. Анализ существующих программных средств оценки показателей балансовой надежности ЭЭС показывает, что методические принципы (компоненты) отечественных и зарубежных модельных разработок в значительной степени совпадают. Конкретное наполнение основных блоков (компонент) методики, составляющих математическую модель, особенно блока оценки случайного состояния на предмет обеспечения потребителей (задача распределения дефицита мощности (РДМ), в зарубежных публикациях практически не раскрывается, хотя именно он определяет показатели балансовой надежности территориальных зон ЭЭС. В отечественных публикациях эти вопросы рассмотрены в работах [4, 6].

2. Показатели балансовой надежности. Показателем надежности любого энергетического объекта и ЭЭС называют количественную характеристику одного или нескольких свойств, составляющих его надежность [3]. В математических моделях оцен-

ки показателей балансовой надежности необходимо иметь возможность получать такие показатели, которые могли бы быть использованы для принятия управленческих решений по обоснованию требуемых уровней резервирования в территориальных зонах ЭЭС. Это означает, что система показателей балансовой надежности должна обеспечивать возможность решения всего комплекса оптимизационных и оценочных задач.

Выбирая показатели, характеризующие балансовую надежность ЭЭС, следует учитывать простые и очевидные рекомендации [4]. Их число должно быть минимальным и достаточным для принятия управленческих решений по обеспечению требуемого уровня балансовой надежности на всех уровнях территориальной и временной иерархии управления. Следует избегать сложных, комплексных показателей балансовой надежности; они должны иметь простой физический смысл и допускать возможность оценки значений различными методами. Выбранные показатели балансовой надежности ЭЭС должны быть достаточно чувствительными к возмущениям (изменениям параметров, характеризующих использование средств обеспечения надежности в отдельных территориальных зонах), приводящим к снижению или увеличению надежности системы.

В публикациях [3—6, 13—16] приведенным рекомендациям отвечают следующие показатели балансовой надежности ЭЭС:

— математическое ожидание годового объема ограничений потребителей в электрической энергии из-за аварийных длительных ремонтов оборудования как для всей ЭЭС в целом M[AW], так и для отдельныхj-x территориальных зон M[AW]p j = 1, 2, . n (за рубежом аналогами являются EUE — Expected Unserved Energe или LOEE—Loss of Energy Expectation, МВ т • ч/год);

— математическое ожидание компенсационных затрат от ненадежности энергоснабжения потребителей (при заданных характеристиках удельных ущербов y0) для всей ЭЭС в целом M[ Y] и для j-х территориальных зон M[ Y]j (млн руб.);

— относительное удовлетворение потребителей электрической энергией п = 1 — —M[AW]/Wj, ( Wj> — спрос потребителей на электрическую энергию);

— интегральные вероятности появления дефицита мощности территориальных зон (J) ЭЭС;

— вероятность потери нагрузки (о.е.) (Loss of Load Probability — LOLP);

— среднее число дней дефицита мощности, в западной литературе носит название длительности потери нагрузки в сутках в год (Loss of Load Expectation — LOLE) [16];

— среднее число часов дефицита мощности в год, в западной литературе носит название длительность потери нагрузки в часах (Loss of Load Hours — LOLH).

Первые два из перечисленных показателей балансовой надежности относятся к именованным, последние — к относительным. При этом показатель п малочувствителен к возмущениям и несет практически ту же информацию, что и показатель M[A W], только в относительных единицах. С точки зрения рациональности и разумности принимаемых решений по развитию ЭЭС относительные (вероятностные) показатели балансовой надежности более информативны.

В зарубежной практике вероятностный показатель LOLP обычно определяется, как вероятность необеспечения (ограничения) электроэнергией потребителей (без учета регулируемой нагрузки) в течение заданного периода времени*. При этом считается, что использование показателя LOLP возможно только для достаточно коротких временных периодов

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

📎📎📎📎📎📎📎📎📎📎