Надёжность конфигурации подстанций

Дэниел Нэк

университет штата Айова, 2005

Введение

Одним из опорных пунктов в сети энергоснабжения является электрическая подстанция. Тем не менее, в ней всё равно содержатся так называемые слабые места или критические точки, где есть риск потери нагрузки. Умея рассчитать надёжность различных конфигураций подстанции, специалист может воспользоваться полученной информацией при разработке сети с наивысшей общей надёжностью. Но определение надёжности подстанции также может оказаться важным и для уже установленных сетей, поскольку оно позволяет обнаружить слабые места, вносящие свою долю в общую ненадёжность сети. В данной работе представлен обзор показателей надёжности подстанций, их определение, а также демонстрация сравнений различных конфигураций на примере.

Перед тем, как перейти к определению надёжности, следует чётко осознать цель, с которой проводится оценка, поскольку она может повлиять на выбор метода определения. Метод может рассматривать, как надёжность подстанции влияет на общую надёжность сети, как надёжность сети влияет на надёжность подстанции [1] или же надёжность подстанции в отрыве от остальной энергосети. Можно также подобрать методы, более подходящие к конкретным видам подстанций, например, передачи и переключения, распределения или промышленной. Переключение и перенастройка требуют более сложного метода оценки надёжности, чем простой взгляд на модель подстанции. В данной работе основное внимание уделено определению надёжности подстанции без учёта общего влияния сети.

Основы расчёта подстанции взяты из [2] с изменениями

У Биллингтона описаны пять, по его мнению, главных шагов, которые необходимы при оценке подстанции. Несмотря на то, что после его ранней публикации на данную тему было проведено много исследований, эти шаги всё ещё актуальны и дают отправную точку для нашей дискуссии об оценке надёжности. Они перечислены ниже, после них дано краткое описание по каждому. Конкретное исполнение каждого из пяти шагов зависит от выбранного метода оценки надёжности.

• Описание физической сети
          • Рабочие критерии
          • Показатели надёжности
          • Оценка признаков и последствий отказа
          • Накопление отказов и их суммарное влияние

Описание физической сети

Начиная оценивать надёжность, важно определить границы рассматриваемой сети. Осмотр сети не ограничивается подстанцией, он затронет входящие и выходящие линии питания, а также влияние подстанции на сеть и, наконец, удовлетворённость заказчика. Во многих ранних исследованиях надёжности упор делался на передающие и переключающие подстанции отдельно от электросети, сейчас же существует много методов, где учитывается влияние подстанции на сеть [1, 3, 4]. В более современных работах расширен как общий, так и раздельный анализ распределительной сети, которая обладает своими специфическими показателями надёжности точек подключения нагрузки [8, 9].

ЕСледующий после определения границ шаг – выяснить степень подробности представления компонентов. В простейшем случае все компоненты можно представить моделями с двумя состояниями «включено/выключено». Если требуется большая подробность, используются модели более высокого порядка. Уровень подробности будет зависеть от рассматриваемых видов отказа. На рисунке 1 показаны модели компонентов Маркова возрастающей сложности [9].

Рисунок 1: Модели компонентов

Наконец, необходимо указать данные по надёжности компонентов.

Рабочие критерии

Если для исследования нужны ограничивающие показатели сети, их добавляют на этом шаге. Сюда войдут пропускные ограничения линии передачи, напряжения на шине и перегрузки. Критерии, определённые на этом шаге, будут сильно варьироваться в зависимости от выбранного метода исследования надёжности. В исследование сети может входить большое число рабочих ограничений, в исследование же промышленной подстанции – всего несколько.

Показатели надёжности

На этом шаге определяется уровень приемлемой производительности. Биллингтон перечисляет несколько возможных показателей, от положительных/отрицательных показателей, показывающих, достигнет ли сеть рабочей цели, до количественных, которые описывают «пригодность сети», время, за которое каждый узел сети будет отвечать намеченной надёжности.

Ниже перечислены некоторые часто используемые показатели надёжности подстанции.

• Частота отказов λ (в год)
          • Длительность (минут в год)
          • Время восстановления r (часы)
          • Пригодность (%)

Дополнительные показатели могут быть важны при более широком рассмотрении сети или расчёте стоимости потери нагрузки.

• SAIFI, SAIDI, CAIDI, ASAI (показатели распределения)
          • LOLP, LOLE, MELL (показатели точек нагрузки)

Оценка признаков и последствий отказа

Для каждого типа отказа необходимо определить его последствия и необходимые действия для его устранения. Затем последствия от каждого типа отказа можно упорядочить по вероятности их возникновения. Чтобы собрать для системы проектирования необходимые данные по каждому типу отказа, можно определить следующее:

1) Статус системы защиты и конечное действие прерывателя.
          2) Вызвали ли действия прерывателя выключение нагрузки.
          3) Были ли нарушения каких-либо критериев производительности.
                 a) если да, определить действия по уменьшению нарушений
                         i) возможна ли передача?
                        ii) требуется ли ремонт?
          4) Записать все последствия отказа, его вероятность и длительность простоя

В более поздних работах типы отказов описывались несколько иначе и разбивались на 4 основных группы [3, 4, 5] или их комбинации [6].

• пассивные отказы
          • активные отказы
          • зависание прерывателей
          • совмещение нескольких типов отказов

К пассивным отказам относятся те отказы компонентов, которые не вызывают срабатывание системы защиты, например, неизвестные состояния разомкнутой цепи или случайное действие прерывателя.

Соответственно, если пассивный отказ не вызывает реакцию системы защиты, то активный заставляет её срабатывать и изолировать нерабочий компонент. Простым примером активного отказа может служить короткое замыкание на магистрали и последовательные срабатывания прерывателей, изолирующие участок от узла.

Если при вышеприведенном коротком замыкании один из главных прерывателей не сработал и, чтобы изолировать неисправный участок, пришлось сработать запасным или вспомогательным прерывателям, такой отказ называется «зависанием прерывателей». Узел всё ещё может функционировать, но его нерабочий участок будет больше, чем при активном отказе.

Совмещение нескольких типов отказов происходит, когда до исправления одного отказа возникает другой. При исследовании надёжности обычно рассматривают только события, в которых задействовано два компонента. Согласно Аллану [5] вероятностью отказов более высокого порядка можно пренебречь.

Для определения показателей конечной подстанции применяется множество способов. Большинство из них рассматривают каждый компонент как марковская модель, что позволяет рассчитывать надёжность подстанции различными аналитическими методами. Ещё один возможный метод, который будет рассмотрен на примере ниже в данной работе – метод минимального сечения, основанный на критерии непрерывности работы.

Недостатком использования марковской модели является то, что все интенсивности переходов должны быть постоянными, а значит, проведенное в состоянии время распределяется экспоненциально. Для времени отказа это условие может выполняться, но время восстановления может существенно разниться. Биллингтон и Лайэн разработали подход Монте-Карло для расчёта сетей с немарковскими моделями. Более подробно об этом подходе можно прочесть в [10].

Накопление отказов и их суммарное влияние

На последнем шаге нужно упорядочить все отказы сети по вероятности их возникновения. Так в распоряжении будет чёткая картина событий, вызывающих наибольшее количество проблем. Чтобы рассчитать надёжность сети (или, в данном случае, надёжность подстанции), следует совместить вероятности и частоты отказов. Каждое состояние отказа несовместно с другими, поэтому вероятность отказа сети равна сумме вероятностей всех типов отказов. Произведение частоты отказа на длительность можно использовать при определении вероятности отказа.

Перечень конфигураций подстанций

Перед тем, как определять показатели надёжности подстанции, полезно ознакомиться с некоторыми распространёнными конфигурациями подстанций и их названиями. Для разных задач могут оказаться больше подходящими разные конфигурации, поэтому оборудование в каждом типе подстанции различное, но, за исключением переключающих подстанций, в него обычно входит трансформатор, прерыватели и обесточивающие переключатели. В этом разделе вкратце представлены шесть наиболее распространённых конфигураций шин подстанций вместе с их преимуществами и недостатками [7]. В конце раздела приведено сравнение затрат по каждой из конфигураций. Планы и вертикальные проекции всех конфигураций можно найти в приложении.

Типичные конфигурации шин

Одиночная шина

На рисунке 2 показана однолинейная схема конфигурации подстанции с одиночной шиной. Это простейшая, но и наименее надёжная из всех конфигураций. Её можно построить в малой или крупной компоновке в зависимости от объёма доступного пространства. На показанной компоновке для технического обслуживания прерывателя необходимо обесточить цепь. Этого можно избежать, добавив переключатели обхода прерывателя, но тогда система защиты может не сработать.

Рисунок 2: Одиночная шина

Преимущества одиночной шины:

• минимум затрат
          • малая занимаемая площадь
          • легко расширяема
          • проста в концепции и работе
          • относительно проста при применении релейной защиты

Недостатки одиночной шины:

• компоновка обладает самой низкой надёжностью
          • отказ прерывателя или короткое замыкание на шине приведёт к отключению всей подстанции
          • обесточивание для обслуживания может усложнить и сделать непригодными некоторые схемы защиты и общую координацию реле

Секционная шина

На рисунке 3 показана компоновка секционной шины, которая по сути является расширением одиночной шины. Элементы одиночной шины здесь соединены центральным прерывателем, который обычно может быть открытым или закрытым. Теперь в случае отказа прерывателя или короткого замыкания на шине остальная станция не отключится. В конфигурацию секционной шины также можно включить обход прерывателя.

Рисунок 3: Секционная шина

Преимущества секционной шины:

• гибкость в действии
          • изоляция секций шины для обслуживания
          • отключение только части подстанции в случае отказа прерывателя или короткого замыкания на шине

Недостатки секционной шины:

• для разделения на секции нужны дополнительные прерыватели, тем самым увеличивается стоимость
          • разделение на секции может вызвать отключение исправных цепей

Главная и обходная шины

Конфигурация с главной и обходной шинами показана на рисунке 4. Имеются две отдельные независимые шины – главная и обходная. При нормальных условиях все контуры, входящие и исходящие, подсоединены к главной шине. Если требуется обслуживание или ремонт прерывателя, соответствующую цепь можно запитать и защитить от обходной шины, в то время как требуемый прерыватель изолирован от сети.

Рисунок 4: Главная и обходная шины

Преимущества главной и обходной шин:

• обеспечивают рабочее состояние и защиту на время обслуживания прерывателей
          • приемлемая стоимость
          • относительно малая занимаемая площадь
          • легко расширяемы

Недостатки главной и обходной шин:

• на стыке шин нужен дополнительный прерыватель
          • защита и установка реле могут усложниться
          • отказ шины приведёт к отключению всей подстанции

Кольцевая шина

На рисунке 5 изображена компоновка кольцевой конфигурации шины, которая является расширенным вариантом секционной шины. В кольцевой шине между двумя открытыми концами шины добавлен прерыватель, разделяющий секции. Теперь на шине присутствует замкнутый контур, а каждая секция отделена своим прерывателем. Это повышает надёжность и делает работу более гибкой. Кольцевую шину можно легко привести к полуторной схеме, которая будет рассмотрена далее.

Рисунок 5: Кольцевая шина

Преимущества кольцевой шины:

• гибкость в работе
          • высокая надёжность
          • двойное питание к каждому контуру
          • нет главных шин
          • расширяема до полуторной конфигурации
          • изоляция секций шины и прерывателей для обслуживания не требует разрыва контура

Недостатки кольцевой шины:

• разрыв кольца при отказе может привести к нежелательным соединениям контуров
          • каждый контур должен иметь собственный источник напряжения для релейной защиты
          • количество подключаемых контуров обычно ограничено 4, хотя имеются действующие образцы с числом контуров до 10. Максимальное число выводов для кольцевой шины обычно равно 6

Полуторная конфигурация

В полуторной конфигурации имеется две шины, но в отличие от схемы с главной и обходной шинами, при нормальных условиях питание подаётся на обе шины. Такая конфигурация показана на рисунке 6. На каждые два контура полагается три прерывателя, центральный из них используется обоими контурами. Любой прерыватель можно убрать для обслуживания без последствий для работы соответствующего исходящего питателя. Короткое замыкание на любой шине можно изолировать, не прерывая работу исходящих контуров. Отказ центрального прерывателя приведёт к отключению двух контуров, отказ же одного из наружных прерывателей отключит только один контур. Полуторную схему часто выбирают при расширении кольцевой шины для увеличения числа выводов.

Рисунок 6: Полуторная конфигурация

Преимущества полуторной конфигурации:

• гибкость в работе и высокая надёжность
          • изоляция любой шины без прекращения работы
          • изоляция любого прерывателя для обслуживания без прекращения работы
          • двойное питание к каждому контуру
          • короткое замыкание на шине не ведёт к отключению какого-либо контура
          • все переключения выполняются с помощью прерывателей

Недостатки полуторной конфигурации:

• на каждый контур требуется полтора прерывателя
          • усложняется релейная защита, так как центральный прерыватель должен срабатывать на замыкания в любом из двух контуров, с которыми он связан
          • каждый контур должен иметь собственный источник напряжения для релейной защиты

Двойная конфигурация

Последняя конфигурация – двойная - показана на рисунке 7. Как и на полуторной схеме, здесь присутствуют две главных шины, на которые при нормальных условиях подаётся питание. Отличие в том, что на каждый контур требуется два прерывателя, а не полтора. После добавления ещё одного прерывателя на контур выход из строя любого прерывателя затронет лишь один контур. Такое повышение надёжности достигается ценой дополнительных прерывателей и поэтому обычно используется только на больших электростанциях.

Рисунок 7: Двойная конфигурация

Преимущества двойной конфигурации:

• гибкость в работе и очень высокая надёжность
          • изоляция любой шины и любого прерывателя без прекращения работы
          • двойное питание к каждому контуру
          • замыкание на шине не ведёт к прекращению работы какого-либо контура
          • выход из строя прерывателя отключает только один контур
          • все переключения с помощью прерывателей

Недостатки двойной конфигурации:

• очень высокая стоимость – 2 прерывателя на контур

Сравнение стоимостей различных конфигураций шин

В таблице 1 сопоставлены относительные затраты различных конфигураций подстанций, рассмотренных выше [7]. Все сравниваемые конфигурации имеют четыре контура, но в стоимость не включаются затраты, касающиеся силового трансформатора. Следует иметь в виду, что относительная стоимость конфигураций может меняться в зависимости от количества используемых контуров и защитных релейных устройств.

Пример сравнения надёжности подстанций взят из [11] с изменениями

Ниже приведен пример сравнения надёжности пяти различных конфигураций подстанций, как показано на рисунке 8. Для каждой конфигурации определяются средняя частота отказов, средняя длительность простоя и годовая длительность простоя. В примере используются модели трансформаторов, шин и прерывателей.

Несмотря на то, что в первоначальном варианте примера рассматривалась сеть с распределёнными показателями, в данном случае рассчитываются только показатели подстанции.

а) одиночная шина
          б) секционная одиночная шина
          в) полуторная схема
          г) двойная схема
          д) кольцевая шина

Каждую схему питают две линии, каждая из которых может обеспечить достаточное питание для станции. Надёжность станций рассчитывается как без учёта, так и с учётом отказов линий.

Надёжность каждой конфигурации рассчитывается с применением метода минимального сечения, основанном на критерии непрерывности работы.

Минимальным сечением является набор компонентов, при отказе которого (целиком) дальнейшая работа невозможна, но если хотя бы один компонент остаётся действующим, работа не прекращается.

Сечения распределяются согласно типу отказа, после чего делятся на активные и пассивные отказы. Ниже приведены рассматриваемые в данном примере типы отказов.

• полный отказ первого порядка (активные и пассивные отказы)
          • активный отказ первого порядка
          • активный отказ первого порядка с зависанием прерывателя
          • совмещённый отказ второго порядка с вовлечением двух компонентов

После того, как составлены минимальные сечения, можно приступить к расчёту показателей надёжности для каждого из них. Каждое минимальное сечение можно представить в виде параллельной конфигурации компонентов, все сечения вместе – в виде конфигурации ряда [12, 13].

Рисунок 8: Pассматриваемые конфигурации подстанций

Для демонстрации метода сечения будет рассчитана частота отказов для одиночной шины. При расчёте предполагается, что надёжность входящих цепей Т1 и Т2 равна 100%. Для лучшего различения сечений ниже на рисунке 9 заново нарисована конфигурация одиночной шины.

Рисунок 9: Схема одиночной шины

Данные по надёжности компонентов представлены в таблице 2. λT – суммарная частота отказов компонента, λA – частота активного отказа компонента.

К общим отказам станции первого порядка относятся отказы высоковольтной и низковольтной шины. Отказ любой из них ведёт к отключению станции.

λt = 0.001+ 0.001 = 0.002                                                                (1)

К типам активных отказов первого порядка относятся B1, B2, B3 и B4. Для иллюстрации можно рассмотреть случай короткого замыкания на L1, когда не открывается прерыватель B1 и срабатывает прерыватель B2, отключая станцию. Аналогично можно показать, что B2-B4 тоже являются активными отказами.

λ_a = 0.004 + 0.004 + 0.004 + 0.004 = 0.016                                                   (2)

К активному отказу первого порядка, совмещённому с зависанием прерывателя (p=1), относятся зависания T1+B3 и T2+B4.

λ_s = 0.015 + 0.015 = 0.030                                                                (3)

К общим совмещённым отказам относятся B1+B2, B3+B4, B3+T2, B4+T1 и T1+T2. Параллельная частота отказа каждой параллельной группы из двух компонентов может быть рассчитана следующим образом.

Затем находится общая частота отказов как сумма параллельных частот.

λ_o = 2·(7,1357·10^-5) + 2·(1,772·10^-4) + 4,401·10^-4 = 9,372·10^-4                                (5)

Затем находится суммарная частота отказов подстанции как сумма частот отказов каждого типа.

λ = λ_t + λ_a + λ_s + λ_o = 0,0489                                                           (6)

Схожим образом можно найти время годового простоя и среднее время простоя для данной конфигурации подстанции.

Рассчитанные показатели надёжности для пяти конфигураций подстанций со 100% надёжностью питающих линий приведены в таблице 3.

Для сравнения в таблице 4 приведены показатели с учётом отказов питающих линий. Следует отметить, что общие тенденции таблицы 3 прослеживаются и в таблице 4. Частоты отказов повышаются на 0,9%-35%, а U повышается на 2,8%-53%. Отсюда видно, какой эффект могут оказать отказы питающих линий на показатели подстанции. Относительные показатели конфигураций, однако, не меняются. Конфигурация "в" по-прежнему является наиболее надёжной, а "а" - наименее надёжной.

Результаты можно применить для совмещённой системы и в конечном итоге рассчитать показатели точек подключений нагрузки.

Список источников

[1] W. Li, “Risk Assessment of Power Systems,” IEEE Press, 2005.

[2] R. Billinton, “Power-System Reliability Calculations,” Massachusetts Institute of Technology, 1973.

[3] R.N. Allan and J.R. Ochoa, “Modeling and Assessment of Station Originated Outages for Composite Systems Reliability Evaluation,” IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 3, No. 1, February 1988.

[4] R.N. Allan, “Effects of Protection Systems Operation and Failures in Composite System Reliability Evaluation,” International Journal of Electrical Power & Energy Systems, Vol. 10, No. 3, July 1988.

[5] J.J. Meeuwsen and W.L. Kling, “Substation Reliability Evaluation including Switching Actions with Redundant Components,” IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 12, No. 4, October 1997.

[6] D. Koval, “Substation Reliability Simulation Model,”

[7] “Design Guide for Rural Substations Design Guide for Rural Substations,” Rural Utilities Service, United States Department of Agriculture, June 2001.

[8] R.E. Brown and T.M. Taylor, “Modeling the Impact of Substations on Distribution Reliability,” IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 14, No. 1, February 1999. 8th

[9] B. Retterath, A.A. Chowdury and S.S. Venkata, “Decoupled Substation Reliability Assessment,” International Conference on Probabilistic Methods Applied to Power Systems, Iowa State University, September 2004.

[10] R. Billington and G. Lian, “Monte Carlo Approach to Substation Reliability Evaluation,” IEE Proceedings-C, Vol. 140, No. 2, March 1993.

[11] T. Tsao and H. Chang, “Composite Reliability Evaluation Model for Different Types of Distribution Systems,” IEEE Transaction on Power Systems, Vol. 18, No. 2, May 2003.

[12] J. McCalley, “Analysis of Series/Parallel Systems Comprised of Non-Repairable Components,” Power Learn Electric Power Engineering Education, Module PE.PAS.U14.5, 2005.

[13] J. McCalley, “Analysis of Non Series/Parallel Systems of Non-Repairable Components,” Power Learn Electric Power Engineering Education, Module PE.PAS.U15.5, 2005.