среда, 28 ноября 2012 г.

Трактовка критерия надежности N-1

Одна из основных задач органов оперативно- диспетчерского управления - обеспечение надеж­ности функционирования энергосистемы. Наибо­лее распространенным показателем, характеризу­ющим реализацию поставленной задачи, является выполнение требований критерия N - 1 при крат­косрочном планировании и управлении режимами энергосистемы.

При этом зачастую критерий N - 1 упрощенно трактуется как способность энергосистемы проти­востоять потере самого мощного сетевого элемен­та или энергоблока в смысле сохранения устойчи­вости энергосистемы, электроснабжения потреби­телей, приемлемых напряжений. И такая его трак­товка встречается как в популярных, так и в науч­но-технических изданиях и даже в сетевых кодексах.

Одни считают принципиальным, чтобы при этом не работала противоаварийная автоматика (ПА), действующая на изменение (отключение) мощности потребителей и/или генераторов элект­ростанций, другие считают, что ПА является од­ним из средств обеспечения соблюдения этого критерия.

Иногда соблюдение критерия N - 1 увязывают только с достаточностью сетей, не применяя его к энергосистеме в целом. Если рассматриваемое возмущение состоит в отключении двух сетевых элементов (например, двухцепной линии), то гово­рят о выполнении критерия N-2. При этом прак­тически не говорят о смысле N. Таким образом, критерий N - 1 стал неким символом, в который вкладывается различный смысл. А между тем во­прос уточнения смысла этого критерия ставится все чаще, в частности, на 40-й сессии СИГРЭ 2004 г.

Целью данной публикации является попытка дать трактовку (по возможности, полную) крите­рия N - 1, не покушаясь на его название.

Ясно, что соблюдение критерия N - 1 предпо­лагает сохранение устойчивой работы энергосис­темы и восстановление ее нормального режима. Но, что количественно означают первая и вторая части задачи? С этой целью предлагается рассмот­реть процесс ликвидации последствий возмуще­ния режима энергосистемы, за счет анализа каж­дой фазы которого можно будет судить о его завер­шении.

Чтобы не рассматривать регулирование раз­личных параметров отдельно друг от друга, пред­лагается использовать более широкое понятие - регулирование режима.

Регулирование режима после возмущения можно условно разделить на три фазы:

первичное регулирование режима (ПРР) - по­лучение послеаварийного режима, удовлетворяю­щего заданным требованиям, - ограничение от­клонений режимных параметров (частоты, перето­ков активной мощности, напряжений и токов), в том числе в переходном режиме, за счет действия автоматических устройств в течение секунд. В этом режиме не предполагается другое возмуще­ние, а, говоря об установившемся послеаварийном режиме, предполагается, что первичное регулиро­вание режима закончилось, а вторичное регулиро­вание не началось;

вторичное регулирование режима (ВРР) - вос­становление нормально допустимых значений ре­жимных параметров и плановых обменов мощно­сти между партнерами за заданный промежуток времени, обычно от 15 до 30 мин. Тем самым по­сле ВРР энергосистема готова противостоять дру­гому возмущению, но, так как вторичные резервы могут быть исчерпаны, такой режим нельзя еще считать нормальным;

третичное регулирование режима (ТРР) - вос­становление вторичных резервов активной и реак­тивной мощностей за счет третичных резервов или восстановление нормального режима в целом.

Рассмотрим более подробно каждую фазу регу­лирования режима.

Первичное регулирование, как уже указыва­лось, осуществляется автоматическими устройст­вами за секунды и включает в себя следующие операции.

Первичное регулирование частоты, которое ограничивает отклонение частоты в границах со­гласованной партнерами синхронной зоны за счет регулирующего эффекта нагрузки по частоте и мо­билизации первичных резервов мощности (на за­грузку/разгрузку) на энергоблоках. Для обеспече­ния эффективности первичного регулирования ча­стоты (в том числе, равномерности действия регу­ляторов скорости) регламентируются эквивалент­ный статизм энергосистем, объем первичных ре­зервов мощности и скорость их мобилизации, от­куда вытекают требования к первичным регулято­рам энергоблоков: статизм (Df/DРбл), зона нечувст­вительности (ЗН) и распределение первичного ре­зерва по энергоблокам. (Например, в UCTE первичный резерв активной мощности составляет 3000 МВт на всю синхронную зону, ЗН = = ± 0,01 Гц, скорость мобилизации и длительность 100 МВт/с, 30 с.)

Условно, потому что автоматические регуляторы возбужде­ния, скорости, вторичные регуляторы перманентно реагиру­ют на флуктуации режима, но действие каждого из них мо­жет преобладать в различных режимах.

Первичное регулирование напряжения огра­ничивает отклонение напряжения за счет автома­тического регулирования возбуждения синхро­нных генераторов и/или регулирования (в том чис­ле автоматического включения/отключения) устройств компенсации реактивной мощности.

Управляющие воздействия (УВ) автоматики предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ), т.е. автоматическое управление мощно­стью (импульсная разгрузка турбин, отключение генераторов и/или нагрузки, загрузка/разгрузка ге­нераторов, форсировка устройств компенсации ре­активной мощности и/или включение/отключение сетевых элементов и др.). Условия срабатывания и УВ АПНУ должны обеспечить сохранение син­хронной устойчивости энергосистемы, запасы устойчивости по активной мощности в любых се­чениях, запасы устойчивости по напряжению в контролируемых узлах, ограничение токовой пе­регрузки сетевых элементов величинами, допусти­мыми на время послеаварийного режима (на вре­мя вторичного регулирования режима), а также ограничение создаваемого УВ небаланса мощно­сти, которые (УВ) в общем случае не сбалансиро­ваны.

Вторичное регулирование. На фазе вторично­го регулирования происходит восстановление нор­мальных значений режимных параметров и вос­становление первичных резервов активной и реак­тивной мощностей за счет использования вторич­ных резервов. Вторичное регулирование режима осуществляется оперативно и/или автоматически. Задачи вторичного регулирования режима имеют различный приоритет и включают следующие ме­роприятия.

Восстановление максимально допустимых перетоков активной мощности в контролируе­мых сечениях (связях), снятие токовых перегрузок и восстановление эффективности противоаварийной автоматики самая приоритетная задача ВРР, обеспечивая тем самым устойчивоспособность энергосистемы в случае следующего возмущения. При этом, наряду с мобилизацией резервов актив­ной мощности на загрузку/разгрузку и/или коррек­тировкой потокораспределения для снятия пере­грузок (за счет продольного регулирования напря­жения и др.) производятся необходимые операции с устройствами ПА, предусмотренными для со­здавшейся схемно-режимной ситуации (в том числе, восстановление УВ ПА: обратное включение нагрузки, отключенной противоаварийной автома­тикой, подключение к ПА других генераторов вме­сто отключенных действием ПА).

Вторичное регулирование частоты и плано­вых обменов активной мощности между парт­нерами. При децентрализованном управлении энергосистем каждый партнер по параллельной работе регулирует сальдо мощности своего района управления по закону

image001

где соответственно для i-го района управления РУВ - погрешность регулирования, подлежащая устра­нению; DР - отклонение сальдо мощности от пла­нового; кf - частотная коррекция, равная статиче­ской частотной характеристике района; Df- откло­нение частоты.

В частных случаях регулируется сальдо мощ­ности без частотной коррекции, по договоренно­сти, если она относительно мала, или осуществля­ется астатическое регулирование частоты (Df = 0) применительно ко всей синхронной зоне.

В условиях ЕЭС России, где отключение прак­тически любой линии приводит к существенному снижению максимально допустимого перетока в каком-либо из контролируемых сечений, суммар­ный объем вторичных резервов активной мощно­сти и их размещение определяются скорее резер­вами для перехода к максимально допустимым пе­ретокам при ослаблении каждого из многочислен­ных контролируемых сечений, чем покрытием аварийных дефицитов мощности.

Отмечается, что DР может изменяться не только из-за изменения физического сальдо мощ­ности при небалансах и/или изменения плановых обменов мощности согласно графику, но и при аварийном ослаблении сети, когда из-за снижения допустимых перетоков запланированные обмены невозможны. На такие случаи заранее согласовы­ваются соответствующие изменения плановых обменов.

Вторичное регулирование напряжения - вос­становление нормальных напряжений, регулиро­вочных диапазонов генераторов по реактивной мощности и регулируемых источников реактивной мощности (ИРМ) путем включения/отключения коммутируемых ИРМ, пуска СК и др.

Таким образом, в результате ВРР восстановле­ны первичные, но исчерпаны вторичные резервы, что не обеспечивает повторного восстановления нормального режима энергосистемы в случае дру­гого возмущения.

Третичное регулирование. При третичном регулировании режима происходит восстановле­ние вторичных резервов активной и реактивной мощностей.

Требования к объему и скорости мобилизации третичных резервов не так однозначны, как в слу­чае со вторичными резервами. Идеальным было бы иметь такие по объему и времени реализации третичные резервы, чтобы к окончанию второй фазы регулирования режима - ВРР можно было бы полностью восстановить вторичные резервы. Но поддерживать фактически в двойном размере вторичные резервы неоправданно затратно, тем более, что вероятность двух последовательных наиболее тяжелых нормативных возмущений крайне мала. С другой стороны, недостаток быст­родействующих, вводимых в минутных интерва­лах времени резервов третичного регулирования означал бы, что после второго возмущения можно рассчитывать на мобилизацию холодного резерва с недопустимо долгим (несколько часов) време­нем, в течение которого режим не соответствует понятию нормального. Исходя из этих соображе­ний, рекомендуется иметь быстродействующие третичные резервы объемом около половины вто­ричных, и если ситуация их недостаточности все же возникнет, использовать особые мероприятия, в частности, ограничения потребителей.

О возмущениях. Можно требовать, чтобы пе­реходный режим и установившийся послеаварийный режим (после возмущения) удовлетворяли за­данным требованиям только, если доаварийный (нормальный) режим находится внутри области, заранее определенной путем моделирования этих режимов при полностью детерминированных воз­мущениях.

Возмущение - это не просто потеря сетевого элемента или генератора, а последовательность событий, например, короткое замыкание (КЗ) за­данного вида в заданном месте, его отключение вместе с сетевым элементом за заданное время, далее повторное КЗ в том же месте через заданное время (при учете неуспешного АПВ) и его повтор­ное отключение. Таким образом, так как нельзя моделировать неопределенные возмущения, то они регламентируются. Например, в [1] приведен список нормативных возмущений, в отношении которых даны требования к устойчивости энерго­систем.

Исходя из этого, в формуле N - 1 единица, по нашему мнению, является возмущением, а не эле­ментом энергосистемы. Тем более, что можно представить возмущение, опасное с точки зрения устойчивости, но без потери элемента, например, отключение системы шин с тяжелым КЗ без поте­ри какого-либо сетевого элемента, с неизменной топологией сети.

Ясно, что к нормативным возмущениям отно­сится и потеря самой мощной линии или энерго­блока, но они включают и более тяжелые возму­щения, в частности, отключение двух ВЛ, находя­щихся в одном коридоре. Но это не значит, что речь идет об N -2, возмущение по-прежнему одно. Об N-2 можно было бы говорить, если бы режим планировался с учетом двух одновремен­ных или разновременных возмущений, но и тогда можно было бы их описать в виде одних сложных возмущений, охватывая все сочетания по два.

Особенности применения ПА. Наиболее дис­куссионным является вопрос о выполнения требо­вания критерия N -1c применением противоаварийной автоматики предотвращения нарушения устойчивости. По нашему мнению, ничто не ме­шает считать, что критерий N - 1 соблюдается, по­скольку применение ПА позволяет обеспечить его выполнение с меньшими затратами, а отключение нагрузки и/или генерации действием ПА заранее согласовано с соответствующими субъектами, производится в совершенно определенных усло­виях и только на время вторичного регулирования режима. Более того, отключение нагрузки возмож­но не только для первичного регулирования режи­ма (действием ПА), но и может применяться для вторичного регулирования. Смысл соблюдения критерия не в том, какими средствами регулиро­вать, а в том, чтобы обеспечить функционирова­ние энергосистемы при предполагаемых отказах ее элементов. Затраты можно оптимизировать.

Нельзя не отметить, что долгое консервативное отношение к применению ПА в западно-европей­ском энергообъединении UCTE изменилось, и в ныне действующих правилах [2] допускается счи­тать критерий N - 1 соблюденным в том числе, если это связано с частичным локализованным от­ключением нагрузки.

Важно другое. ПА и вторичный регулятор в од­них случаях содействуют, а в других - противо­действуют друг другу, так как решают разные за­дачи и реагируют на разные события. Например, имея регулирующую электростанцию в ОЭС Средней Волги, при перетоках мощности на свя­зях Центр - Восток в сторону востока в случае аварийного ослабления связей в интересах сохра­нения устойчивости требуется отключение нагруз­ки в восточной части ЕЭС, но так как это вызывает повышение частоты, то в интересах регулирова­ния частоты центральный вторичный регулятор будет действовать на разгрузку электростанций там же, чем противодействует задаче противоава- рийного управления. И, наоборот, в том же режи­ме в случае аварийного дефицита активной мощ­ности на востоке мобилизация резервов на загруз­ку способствует разгрузке сетей и сохранению устойчивости. Сегодня эта проблема частично ре­шается за счет использования в рамках централь­ного регулятора автоматических ограничителей перетоков (АОП) в основных контролируемых се­чениях ЕЭС. При превышении максимально допу­стимого перетока в каком-либо сечении задача ре­гулирования частоты блокируется, а сечение раз­гружается с повышенным быстродействием за­грузкой/разгрузкой электростанций вторичного регулирования. Такое решение «частично» с мно­гих точек зрения: АОП имеются далеко не для всех контролируемых сечений; особый вопрос - изменение уставок при изменении схемы; перето­ ки во многих сечениях невозможно регулировать с помощью двух регулирующих электростанций, подключенных к центральному регулятору; блоки­руется основная функция центрального регулято­ра, переходя в оперативную задачу. В общем, проблема совместимости вторичных регуляторов с большим многообразием устройств и комплек­сов ПА является отдельной темой, но ясно, что они должны иметь вариантные управляющие воз­действия, быть информационно и алгоритмически взаимоувязанными с системами ПА.

Критерий N -1. Исходя из сказанного, по на­шему мнению, выполнение критерия N - 1 обозна­чает краткосрочное планирование и поддержание такого электроэнергетического режима N, который в случае возникновения нормативного аварийного возмущения -1 обеспечивает сохранение устойчи­вости с отклонениями режимных параметров не больше предельно допустимых, а также возмож­ность восстановления в течение 15-20 мин нор­мальных значений параметров и готовности про­тивостоять нормативным возмущениям.

Таким образом, для учета выполнения крите­рия N - 1 при оценке надежности функционирова­ния энергосистем в краткосрочной перспективе и для его соблюдения при планировании и ведении режимов необходимо в комплексе:

определить (иметь) нормативные возмущения, возможно, что различные в разных схемах сети;

определить (знать) области допустимых режи­мов в планируемой схеме сети с учетом всех нор­мативных возмущений, иметь первичные резервы активной мощности (включая управляющие воз­действия ПА) и реактивной мощности, достаточ­ные для сохранения устойчивости в случае норма­тивных возмущений и ограничения отклонений режимных параметров регламентированными зна­чениями, и планируемые режимы должны находи­ться в указанных областях;

определить (знать) области допустимых режи­мов в каждой из схем, возникающих после норма­тивных возмущений, предусмотреть вторичные резервы активной мощности в регионах, ограни­ченных контролируемыми сечениями, и реактив­ной мощности вблизи контрольных узлов по на­пряжению, достаточных по объему и качеству, для восстановления за нормативное время нормаль­ных значений режимных параметров, включая пе­ретоки активной мощности. (Возможно определе­ние области допустимых режимов в послеаварий- ной схеме не заранее, а после ее возникновения, но это дополнительные затраты ограниченного нормативного времени восстановления нормаль­ного режима в создавшейся схеме, не говоря о ка­честве такой оценки.);

планировать и обеспечивать третичные резер­вы активной и реактивной мощности для восста­новления вторичных резервов. Объем и скорость мобилизации третичных резервов зависят от принятой для данной энергосистемы повторяемости нормативных возмущений.

В условиях реальной эксплуатации недоста­точность резервов реактивной мощности может быть компенсирована резервами активной мощно­сти, т.е. дополнительным снижением перетоков активной мощности [1] в текущей или послеава- рийной схемах, с соответствующим снижением потерь напряжения.

В целом, можно отметить некоторую услов­ность применяемых здесь понятий "резервы ак­тивной мощности" и "резервы реактивной мощ­ности". Регулирование напряжения не обязатель­но увязывать непосредственно с мобилизацией ре­зервов реактивной мощности (например, РПН трансформаторов), полный контроль баланса ре­активной мощности энергосистемы практически невозможен и не имеет смысла при весьма локаль­ном характере зависимости напряжения от реак­тивной мощности, с другой стороны, изменение потокораспределения активной мощности воз­можно не только за счет мобилизации резервов активной мощности (например, за счет продоль­ного регулирования напряжения).

Можно решать вопрос недостаточности вто­ричных резервов активной мощности в приемной подсистеме дополнительным ограничением допу­стимого перетока активной мощности на недоста­ющую величину вторичных резервов. Это не вы­глядит парадоксальным, если в приемной подсис­теме структура мощностей такова, что маневрен­ных мощностей недостаточно, но базовые мощно­сти можно грузить.

С другой стороны, критерий N - 1 не считается несоблюденным, если в энергосистеме произошла авария (нарушение устойчивости, отклонения ре­жимных параметров больше аварийно допусти­мых) в результате:

возмущения, тяжелее нормативного, в любой момент времени;

нормативного возмущения в течение норматив­ного времени послеаварийного режима, соответст­вующего фазе вторичного регулирования режима;

ненормативной серии последовательных нор­мативных возмущений;

а также, если при заданных условиях предпо­лагалось несохранение устойчивости.

Немаловажно, чтобы в условиях ЕЭС России при наличии большого количества контролируе­мых сечений осуществлялся перманентный мони­торинг достаточности первичных и вторичных ре­зервов по каждому нормативному возмущению, учитывая вероятные отклонения режима от плано­вого.

Список литературы

1. Методические указания по устойчивости энергосистем. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004 (утверждены Минэнерго Рос­сии 30 / VI 2003).

2. Operation Handbook. WWW.UCTE.org.