Niezawodność systemów sieci i urządzeń elektroenergetycznych.

Podstawowe definicje

Zanim zacznie się omawiać pojęcie „niezawodność sieci i urządzeń elektroenergetycznych” i wszystko co z tym jest związane należy pierw przytoczyć podstawowe definicje obowiązujące w elektroenergetyce

System elektroenergetyczny – sieci elektroenergetyczne wraz z przyłączonymi do nich urządzeniami do wytwarzania lub pobierania energii elektrycznej, współpracujące na ściśle określonych zasadach, zdolne do trwałego utrzymywania określonych parametrów niezawodnościowych i jakościowych dostaw energii elektrycznej oraz spełniania warunków obowiązujących we współpracy z innymi połączonymi systemami. System elektroenergetyczny stanowi zatem zbiór połączonych i współpracujących ze sobą urządzeń i instalacji do wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, rozdzielania i odbioru energii elektrycznej, a częściowo także wytwarzania ciepła w elektrociepłowniach. Obejmuje on określony obszar działania i często jest centralnie kierowany (a przynajmniej koordynowany); w skład systemu wchodzą elektrownie, sieci elektroenergetyczne i układy odbiorcze, zwane też odpowiednio podsystemami (systemami): wytwórczym, przesyłowym, rozdzielczym, odbiorczym. SEE zwykle obejmuje swym zasięgiem terytorium całego kraju, zaś kolejnym etapem rozwoju systemu jest łączenie go z systemami państw sąsiednich, co umożliwia wymianę energii elektrycznej i daje znaczne korzyści ekonomiczne.

Sieć elektroenergetyczna - zbiór urządzeń powiązanych funkcjonalnie i połączonych elektrycznie, przeznaczonych do przesyłania, przetwarzania i rozdzielania na określonym terytorium wytworzonej w elektrowniach energii elektrycznej oraz do zasilania nią odbiorców. Sieci elektroenergetyczne składają się z linii elektroenergetycznych i stacji elektroenergetycznych. Ze względu na rodzaj prądu elektrycznego, będącego nośnikiem energii, rozróżnia się sieci prądu przemiennego (o częstotliwości 50 Hz lub 60 Hz – np. w USA i Japonii) oraz sieci prądu stałego (linie elektroenergetyczne służące do przesyłania energii na znaczne odległości i/lub sprzęgania różnych systemów oraz sieci mające charakter lokalny i stosowane w elektrowniach lub zakładach przemysłowych). Ze względu na ich funkcję w procesie dostawy energii sieci elektroenergetyczne dzieli się na przesyłowe (w Polsce 220 kV, 400 kV, 750 kV), przeznaczone do przesyłania dużych energii na znaczne odległości i realizacji powiązań między systemami elektroenergetycznymi (krajowa sieć przesyłowa jest eksploatowana przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator S.A.) i rozdzielcze (w Polsce 110 kV i niższych napięć), zapewniające rozdzielanie energii i dostarczanie jej do odbiorców (w Polsce sieci rozdzielcze są eksploatowane przez spółki dystrybucyjne).

Sieć przesyłowa - sieć służąca do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej, w Polsce o napięciu wyższym niż 110 kV.

Sieć rozdzielcza - sieć służąca do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej, w Polsce o napięciu nie wyższym niż 110 kV.

System przesyłowy - w Polsce jest to sieć służąca do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej, o napięciu wyższym niż 110 kV (sieć przesyłowa) wraz z jednostkami wytwórczymi pracującymi na tę sieć. Z pojęciami systemu elektroenergetycznego i sieci elektroenergetycznych są związane pojęcia struktury i konfiguracji.

Struktura systemu (sieci) – para uporządkowana zbiorów S = 〈U, K〉, gdzie U – zbiór urządzeń, K – zbiór relacji połączeń wzajemnych tych urządzeń, czyli zbiór konfiguracji. Na potrzeby tej pracy przez strukturę systemu rozumie się jednoznacznie określony układ połączeń(topologia, struktura topologiczna) wyróżnionych elementów systemu (linii, transformatorów, łączników, sekcji szyn zbiorczych) wraz z parametrami tworzących system urządzeń. Konfiguracja natomiast, to jednoznacznie określona konfiguracja danej struktury systemu, otrzymana przez wyłączenia i przełączenia dokonane w zbiorze elementów. Danej strukturze systemu odpowiada więc skończony zbiór konfiguracji.

Zapis topologii struktury (konfiguracji) systemu odbywa się zwykle za pomocą grafu G = 〈X, R〉, gdzie X jest skończonym zbiorem elementów zwanych węzłami (wierzchołkami), a R zbiorem relacji dwuargumentowych X×X, zwanych relacjami incydencji (łuki, gałęzie). Węzłem może być dowolny wyróżniony punkt układu (sekcje szyn w rozdzielniach, zaciski generatorów, transformatorów i łączników, punkty rozgałęzień). Gałęziami grafu mogą być odcinki linii, łączniki, transformatory dwuuzwojeniowe, elementy schematu zastępczego autotransformatorów, dławiki lub zbiory wymienionych elementów. Dla zapewnienia porównywalności wyników obliczeń sieciowych, np. rozpływu mocy, zachodzi potrzeba posługiwania się pewnym wspólnym standardem co do zapisu danych sieciowych. Taki standard wypracował IEEE tworząc format IEEE dla zapisu danych rozpływu mocy.

Jednostka wytwórcza - zespół urządzeń służących do wytwarzania energii elektrycznej.

Przedsiębiorstwo energetyczne - podmiot gospodarczy prowadzący działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania, przetwarzania, magazynowania, przesyłania oraz dystrybucji paliw lub energii lub obrotu nimi.

Przedsiębiorstwo sieciowe - przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej.

Operator - operator systemu przesyłowego lub operator systemu rozdzielczego.

Operator systemu przesyłowego - przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej za pomocą sieci przesyłowej, odpowiedzialne za ruch, utrzymanie i rozwój tej sieci oraz połączeń sieci przesyłowej z innymi sieciami, zapewniające bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej.

Operator systemu rozdzielczego - przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej za pomocą sieci rozdzielczej, odpowiedzialne za ruch, utrzymanie i rozwój tej sieci oraz połączeń sieci rozdzielczej z innymi sieciami, zapewniające bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej.

Ciągłość dostawy lub odbioru - zdolność sieci przesyłowej lub rozdzielczej do zapewnienia uzgodnionego w umowie poziomu dostawy lub odbioru mocy i energii elektrycznej o określonej jakości i niezawodności.

Jakość energii - zbiór parametrów energii elektrycznej decydujących o jej walorach użytkowych.

Niezawodność sieci - zdolność sieci przesyłowej lub rozdzielczej do dostawy lub odbioru mocy i energii elektrycznej w określonych warunkach, miejscu i czasie.

Węzeł sieci - punkt łączący trzy lub więcej gałęzie sieci.

Punkt dostawy lub odbioru energii - określony w umowie punkt dostawy lub odbioru energii do lub z sieci przesyłowej lub rozdzielczej przez użytkownika tej sieci.

Niezawodność w węźle sieci - zdolność do zapewnienia dostawy lub odbioru energii w określonym węźle systemu elektroenergetycznego, zależna głównie od struktury węzła (liczba linii, rodzaj stacji) i struktury sieci.

Niezawodność w punkcie dostawy lub odbioru - uzgadniane z użytkownikiem sieci (prognozowane) lub obserwowane parametry niezawodności dostaw lub odbioru energii.

Przerwa w dostawie lub odbiorze energii elektrycznej - brak możliwości dostawy lub odbioru energii i mocy elektrycznej w danym węźle sieci.

Przerwa krótkotrwała - przerwa likwidowana przez automatykę zakłóceniową o czasie działania tej automatyki - w zasadzie poniżej 10 sekund.

Przerwa długotrwała - przerwa, której likwidacja wymaga przełączeń przez obsługę lub usunięcia skutków awarii (naprawa w miejscu awarii).

Przerwa planowana - przerwa długotrwała na realizację prac konserwacyjnych i remontowych, o której użytkownicy sieci są powiadamiani z odpowiednim wyprzedzeniem, zgodnie z postanowieniami umowy.

Przerwa awaryjna - przerwa długotrwała spowodowana awariami i zakłóceniami w sieci.

Ograniczenia w dostawie energii elektrycznej - brak możliwości poboru lub dostawy energii i mocy elektrycznej w ilościach uzgodnionych wcześniej między dostawcą i odbiorcą w punkcie dostawy lub odbioru energii

Obowiązki podmiotów organizacyjnych elektroenergetyki prowadzących „biznes sieciowy”

Zgodnie z ustawą “Prawo Energetyczne” przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją paliw lub energii do odbiorców mają obowiązek:

• utrzymywać zdolność urządzeń, instalacji i sieci do realizacji dostaw paliw lub energii w sposób ciągły i niezawodny, przy zachowaniu obowiązujących wymagań jakościowych;

• zapewniać wszystkim podmiotom, na zasadzie równoprawnego traktowania, świadczenie usług przesyłowych polegających na przesyłaniu paliw lub energii od wybranego przez te podmioty dostawcy paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła, na zasadach i w zakresie określonych w ustawie; świadczenie usług przesyłowych odbywa się na podstawie umowy o świadczenie usług przesyłowych, zwanej „umową przesyłową”. Świadczenie usług przesyłowych nie może obniżać niezawodności dostarczania oraz jakości paliw lub energii poniżej poziomu określonego odrębnymi przepisami, a także nie może powodować niekorzystnej zmiany cen oraz zakresu dostarczania paliw lub energii do innych podmiotów przyłączonych do sieci. Umowy przesyłowe powinny zawierać postanowienia dotyczące: ilości przesyłanych paliw gazowych, energii elektrycznej albo ciepła oraz miejsca ich dostarczania, standardów jakościowych, warunków zapewnienia niezawodności i ciągłości dostarczania.

Wspomniane wyżej odrębne przepisy, w odniesieniu do energii elektrycznej, to Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, zwane w skrócie “rozporządzeniem systemowym”.

Niezawodność dostawy energii elektrycznej jest pochodną bezpieczeństwa elektroenergetycznego. O zapewnieniu bezpieczeństwa elektroenergetycznego decydują głównie: wielkość rezerwy mocy w systemie elektroenergetycznym oraz kompetencje i uprawnienia operatorów systemu. Za bezpieczeństwo elektroenergetyczne na rynkach energii elektrycznej odpowiedzialni są operatorzy systemów, każdy na terenie własnego obszaru działania:

• na rynku systemowym - operator systemu przesyłowego (OSP),

• na rynkach lokalnych - operatorzy systemów rozdzielczych (OSD).

Według rozporządzenia „systemowego” operator elektroenergetycznegosystemu przesyłowego, odpowiednio do zakresu działania, jest odpowiedzialny za:

1) zapewnienie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu przesyłowego i realizacji umów, przez prawidłowe zarządzanie sieciami przesyłowymi;

2) prowadzenie ruchu sieciowego w systemie przesyłowym oraz zapewnienie utrzymania sieci przesyłowej wraz z połączeniami z innymi systemami w sposób gwarantujący niezawodnośći jakość dostarczanej energii elektrycznej;

3) współpracęz innymi operatorami lub przedsiębiorstwami energetycznymi, mającąna celu zapewnienie spójności działania połączonych sieci;

4) dysponowanie mocąjednostek wytwórczych energii elektrycznej;

5) zarządzanie przepływami energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych, w celu utrzymania określonych parametrów energii elektrycznej na połączeniach z innymi sieciami;

6) zapewnianie odpowiedniej zdolności do przesyłania energii elektrycznej w sieci elektroenergetycznej oraz mocy źródeł energii elektrycznej;

7) świadczenie usług polegających na przesyłaniu energii elektrycznej pomiędzy systemami elektroenergetycznymi;

8) świadczenie usług niezbędnych do prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego oraz utrzymywania określonych wartości parametrów jakościowych energii elektrycznej w systemie;

9) sporządzanie bieżących bilansów energii elektrycznej w sieci elektroenergetycznej;

10) realizacjęograniczeńw dostarczaniu energii elektrycznej, wprowadzonychna zasadach określonych w przepisach.

Natomiast operator elektroenergetycznego systemu dystrybucyjnego, odpowiednio do zakresu działania, jest odpowiedzialny za:

1) zapewnienie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu dystrybucyjnego i realizacji umów, przez prawidłowe zarządzanie sieciami rozdzielczymi;

2) prowadzenie ruchu sieciowego w systemie dystrybucyjnym oraz zapewnienie utrzymania sieci rozdzielczej wraz z połączeniami z innymi systemami, w sposób gwarantujący niezawodność i jakość dostarczanej energii elektrycznej;

3) współpracę z innymi operatorami lub przedsiębiorstwami energetycznymi, mającą na celu

zapewnienie spójności działania połączonych sieci;

4) zarządzanie, zgodnie z ustaleniami operatora systemu przesyłowego, przepływami energii

elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych, w celu utrzymania określonych parametrów energii elektrycznej na połączeniach z innymi sieciami;

5) sporządzanie bieżących bilansów energii elektrycznej w sieci elektroenergetycznej;

6) realizację ograniczeń w dostarczaniu energii elektrycznej, wprowadzonychna zasadach określonych w przepisach.

Na operatorze systemu przesyłowego, ze względu na przepisy i zobowiązania międzynarodowe, spoczywa większa odpowiedzialność(uprawnienia) z uwagi na:

• centralne sterowanie mocami wytwórczymi,

• potrzebęsterowania wymianąmiędzynarodową,

• odpowiedzialnośćza odbudowękrajowego systemu elektroenergetycznego po zaniku napięcia.

Odpowiedzialność operatora systemu przesyłowego jest związana z brakiem ograniczeń w dysponowaniu mocą na rynku systemowym oraz dostępem do rezerw mocy i usług systemowych na rynku systemowym i na rynkach lokalnych.

Struktura, zadania i parametry niezawodnościowe elektroenergetycznych systemów sieciowych

Strukturę sieci tworzącej system elektroenergetyczny (a w szczególności KSE) można rozpatrywaćpod względem:

• funkcjonalnym,

• operatorskim,

• własnościowym.

Ze względów funkcjonalnych rozróżnić trzeba: sieć zamkniętą i sieci otwarte (promieniowe i

magistralne). Sieć zamkniętą definiuje się jako sieć, w której przepływy energii elektrycznej zależą przede wszystkim od rozłożenia wytwarzania na jednostki wytwórcze oraz nie zależą wyłącznie od jednego operatora. Sieć zamknięta ma zadanie zapewniania zasilania odbiorców końcowych lub sieci otwartych niższego poziomu napięciowego w KSE na warunkach standardowych niezależnie od odległości od źródeł wytwórczych. W sieci zamkniętej jest możliwość zasilania każdego odbiorcy, co najmniej z dwóch niezależnych źródeł. W sieciach otwartych, zwanych również dystrybucyjnymi, przepływy energii zależą przede wszystkim od poboru energii przez odbiorców.

Sieć zamknięta obejmuje sieć łączącą punkty zasilania sieci(PZS) z punktami wyjścia z sieci (PWS).

Sieć wielo-oczkowa zamknięta stanowi tę część sieci, która decyduje o utrzymaniu zdolności KSE do realizacji dostaw energii elektrycznej w sposób niezawodny, przy spełnieniu określonych wymagań jakościowych. Sieć zamkniętą dla potrzeb planowania i prowadzenia ruchu modeluje się jako zbiór punktów wyjścia z sieci (PWS) i punktów zasilania (PZS), w których energia wypływa lub wpływa z/do sieci zamkniętej, połączonych elementami liniowymi (EL).

Przepływy energii w sieci zamkniętej zależą od wielu czynników, zasadniczo od rozkładu generacji tj. ilości energii wpływającej do sieci w poszczególnych PZS. W rynkowej, zdecentralizowanej elektroenergetyce decyzje, które źródła będą wytwarzać energię w danej godzinie zależą przede wszystkim od umów sprzedaży energii. Wypływ energii z sieci zamkniętej w PWS jest wynikiem poboru energii przez odbiorców końcowych i w warunkach normalnych nie jest on sterowany przez operatorów sieciowych (poza szczególnymi przypadkami).

Kryteria, standardy i parametry w sieci zamkniętej ustala się dla:

a) PZS jako związane przede wszystkim z charakterystykami technicznymi przyłączanych urządzeń, regulacją rozpływów mocy w sieci oraz standardami zapewniającymi równoprawny dostęp do sieci przez wytwórców.

b) PWS jako związane przede wszystkim z zapewnieniem zdolności do niezawodnych dostaw energii elektrycznej o odpowiedniej jakości do odbiorców końcowych.

c) Elementów liniowych, w tym węzłów sieciowych nie będących PZS lub PWS, jako związane z ich charakterystykami technicznymi oraz regulacją rozpływów mocy w sieci.

d) Całej sieci zamkniętej jako związane z zapewnieniem stanu KSE gwarantującego bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej.

Sieć zamknięta dzieli się operacyjnie na:

a) sieć o napięciu powyżej 110 kV zwaną dalej siecią przesyłową,

b) sieć o napięciu 110 kV zwaną siecią rozdzielczą koordynowaną przez OSP.

Podstawowe zadania sieci przesyłowej są następujące:

• Dostarczanie odbiorcom mocy i energii o odpowiedniej jakości; przy czym odbiorcą jest także sieć niższego stopnia napięciowego.

• Wyprowadzenie mocy z elektrowni.

• Użytkowanie połączeń między państwowych i międzysystemowych do wymiany mocy.

Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze mają głównie za zadanie rozdział energii elektrycznej pomiędzy odbiorców. Zadaniem systemu rozdzielczego (dystrybucyjnego) jest pobranie energii z głównych punktów zasilających (punktów wyjścia z sieci przesyłowej – PWS) i dostarczenie jej do odbiorców końcowych przy spełnieniu określonych wymagań jakościowych, co do napięcia, częstotliwości, harmonicznych, migotania, itp. Oczekuje się również, że powinno to być uzyskane przy akceptowalnym poziomie niezawodności, tj. przy utrzymaniu liczby i czasu trwania wyłączeń bądź ograniczeń odbiorców na rozsądnie niskim poziomie. Może to być ekonomicznie dość trudne do osiągnięcia, szczególnie na niższych poziomach napięcia i w sieciach wiejskich, ponieważ ten system zwykle zawiera pojedyncze napowietrzne linie promieniowe, które są narażone na niekorzystne warunki środowiskowe. Stąd narażone są one na zakłócenia i częste wyłączenia długotrwałe. Na pierwszy rzut oka wykorzystanie źródeł lokalnych mogłoby się wydawać lekarstwem na zmniejszenie liczby i czasu trwania wyłączeń doświadczanych przez odbiorców, ale, chociaż jest to zawsze możliwe teoretycznie i ma miejsce w praktyce w niektórych systemach, w innych nie spowoduje natychmiastowego polepszenia z powodu innych technicznych ograniczeń operacyjnych i bezpieczeństwa.

Jako kryterium oceny niezawodnościowej sieci elektroenergetycznej można przyjąć:

A. Zestaw wskaźników (miar) niezawodności, które nie zawsze są bezpośrednio powiązane ze sobą i charakteryzują wszystkie lub wybrane zadania spełniane przez sieć. Są one zwykle wyznaczane dla poszczególnych węzłów sieci (wskaźniki węzłowe) lub dla całego systemu lub obszaru (wskaźniki systemowe).

B. Miarę syntetyczną, która sprowadza do jednego czynnika wszystkie skutki niewłaściwego spełnienia różnych zadań przez rozpatrywaną sieć.

Najbardziej poprawne jest podejście B. Taką miarą jest całkowity koszt spowodowany zawodnym działaniem sieci elektroenergetycznej. Można ten koszt wyznaczyć na podstawie:

1) szczegółowych rozważań skutków przerw i oszacowania kosztu zawodności,

2) orientacyjnych rozważań, w których wszystkie skutki przerw zasilania określa się wartością nie dostarczonej odbiorcom energii.

Należy podkreślić, że zazwyczaj aby wyznaczyć koszt spowodowany zawodnym działaniem sieci elektroenergetycznej trzeba wcześniej obliczyć wartości wskaźników niezawodności, a zatem podejścia A i B nie są niezależne.

Metody obliczeniowe i narzędzia komputerowe do prognozowania niezawodności systemów przesyłowych i rozdzielczych

Ogólna charakterystyka metod obliczeniowych i programów komputerowych

Najważniejsze z narzędzi komputerowych do analizy niezawodności systemów przesyłowych (poziom hierarchiczny HL II systemu elektroenergetycznego) i/lub systemów dystrybucyjnych to:

• CREAM, opracowany przez EPRI (Electric Power Research Institute), USA (podejście symulacyjne).

• TRELSS - EPRI, USA (podejście analityczne).

• PROCOSE – Ontario Hydro, Kanada (podejście analityczne).

• NIEZ – Instytut Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej, Polska (podejście analityczne).

• ZuBer - Saarbrücken TU, Niemcy (podejście analityczne).

• COMPASS – UMIST (University of Manchester Instituteof Science and Technology), Wielka Brytania (podejście symulacyjne).

• TPLAN – PTI, USA (podejście analityczne).

• GRARE – CESI, Włochy (podejście symulacyjne).

Zbiorcza charakterystyka programów

CREAM

Podejście symulacyjne, losowanie dyspozycyjności elementów systemu, zlinearyzowany rozpływ mocy, programowanie liniowe, oblicza wskaźniki LOLP, EPNSdla systemu i węzłów, pozwala na ocenę wrażliwości obliczanych wskaźników.

TRELSS

Reprezentacja obciążenia systemu: maksymalnie dziesięć przypadków bazowych (poziomów obciążenia); mogą być wszystkie dostarczone przez użytkownika lub TRELSS może wygenerować niższe przypadki bazowe na podstawie przypadku szczytowego (dla obciążenia maksymalnego) dostarczonego przez użytkownika. Ponowny rozdział obciążeń na generatory: dostępne trzy metody – wg marginesu mocy, wg współczynników udziału i rozdział określony w pliku danych rozpływu mocy. Analiza grup zabezpieczeń: automatyczna identyfikacja grup zabezpieczeń przy wykorzystaniu śledzenia sieci, obliczanie wpływu na niezawodność wyłączeń spowodowanych przez grupy zabezpieczeń podczas chwilowych lub trwałych zakłóceń. Głębokość stanów zakłóceniowych: do sześciu jednocześnie wyłączonych elementów; dwie gałęzie i cztery jednostki wytwórcze wybierane przez automatyczną selekcję; dowolna kombinacja, do sześciu, przez ręczną elekcję. Max liczba analizowanych stanów zakłóceniowych: do 6⋅10⁴ (wersja 5.1), do 10⁶ (wersja 6.1). Rozwiązanie rozpływu mocy: dostępne są metody prądu stałego i przemiennego (metoda rozłączna). Typy zakłóceń systemowych (kryteria stanu awaryjnego): przeciążenia gałęzi; wysokie, niskie napięcia węzłowe; odchylenia napięć węzłowych; rozbieżny rozpływ mocy; podział systemu; ograniczenie mocy dostarczanej.

PROCOSE

Modelowanie jednostek wytwórczych deterministyczne lub probabilistyczne, wykonywany jest ekonomiczny rozdział obciążeń, można modelować dowolną liczbę stanów zakłóceniowych oraz zamodelować kształtowanie obciążenia (DSM), otrzymuje się rozkłady prawdopodobieństw mocy generowanych i przepływów. Rozpływ mocy obliczany metodą stałoprądową, ograniczenia napięciowe i stabilnościowe są liczone poza programem.

NIEZ

W zasadzie przeznaczony do analizy niezawodności sieci, chociaż uwzględnione są również jednostki wytwórcze. Możliwość odwzorowania pełnej struktury sieci (wraz z układem stacji). Analizowana jest jedynie niezawodność strukturalna (bez liczenia rozpływu mocy). Obliczane są wskaźniki dla poszczególnych węzłów systemu: D, Ta, Q.

ZuBer

Słabo odwzorowuje jednostki wytwórcze. Tworzy model sieci, który pozwala na modelowanie procesów uszkodzeń jako procesów Markowa, wybiera takie kombinacje wyłączeń, których prawdopodobieństwo jest wyższe od wartości zadanej. Analiza rozpływu metodą stałoprądową lub przy wykorzystaniu modelu transportowego. Oblicza wskaźniki niezawodności dla węzłów i całej sieci.

COMPASS

Podejście symulacyjne, uszkodzenia mogą być rozpatrywane jako niezależne, wielostanowe lub mające wspólną przyczynę. Rozpływ mocy obliczany metodą stałoprądową, nie uwzględnia ograniczeń napięciowych i mocy biernej. W przypadku podziału systemu na części obliczenia zostają zawieszone. Obliczane są wskaźniki dla węzłów i systemu w postaci wartości oczekiwanych, odchyleń standardowych, przedziałów ufności i rozkładów

TPLAN

Analiza deterministyczna i probabilistyczna, identyfikacja elementów w których wystąpiły przekroczenia, określenie ich wielkości, częstości wystąpienia i czasu trwania zakłóceń, obliczenie ilości i kosztu niedostarczonej energii. Uwzględnia możliwości zmiany rozpływu mocy przez regulację przesuwników fazowych lub nastawy urządzeń FACTS w celu wyeliminowania stanów, w których występują przekroczenia. Oblicza częstości awarii lokalnych i systemowych oraz średnie czasy ich trwania.

GRARE

Wykorzystuje programowanie nieliniowe, metody MonteCarlo, uwzględnia wymianę między systemami, oblicza EPNS, koszty paliwa.

Metodyka i program NIEZ

W celu określenia wskaźników niezawodności opracowano model powstawania i rozprzestrzeniania się zakłóceń w sieci elektroenergetycznej. Model ten daje z jednej strony wyniki z dokładnością wystarczającą do obliczeń prognostycznych, a z drugiej jest dostosowany do możliwości uzyskania danych statystycznych.

W oparciu o opracowany model powstawania, rozprzestrzeniania się i usuwania zakłóceń opracowano algorytm obliczeń dostosowany do dostępnych danych statystycznych o awaryjności elementów sieci. Algorytm obliczeń uwzględnia najważniejsze czynniki wpływające na układ pracy sieci, możliwości zasilania i rezerwowania. Wynika stąd konieczność uwzględnienia:

• zapotrzebowania na moc pobieraną ze stacji odbiorczej, zużycia energii oraz ewentualnie

• zmienności mocy;

• wytwarzania mocy w elektrowniach i ewentualnie jej zmienności;

• możliwości rezerwowania węzłów odbiorczych sieci przesyłowej ze strony sieci podrzędnego napięcia;

• częściowego ograniczenia mocy węzłów odbiorczych.

Zakłócenia powstające w sieci przesyłowej mogą spowodować dla stacji odbiorczych następujące skutki:

I. Pozbawienie zasilania wybranych stacji odbiorczych na skutek przerwania połączeń ze stacjami zasilającymi.

II. Częściowe ograniczenie zasilania wybranych stacji odbiorczych w wyniku:

• Powstania deficytu mocy w rejonach sieci przesyłowej wydzielonych na skutek zakłócenia.

• Przeciążenia linii przesyłowych (lub transformatorów). W celu zlikwidowania przeciążenia konieczne jest ograniczenie mocy w wybranych stacjach odbiorczych, a w ostateczności nawet wyłączenie stacji.

Proponowany model umożliwia uzyskanie dla każdej stacji odbiorczej oraz dla wybranych kombinacji stacji odbiorczych następujących wskaźników:

A) Dla przypadków całkowitego pozbawienia zasilania stacji odbiorczych:

• oczekiwana liczba przerw w zasilaniu,

• współczynnik niezdatności funkcyjnej,

• oczekiwana wielkość niedostarczonej energii w analizowanym okresie;

• rozkłady liczby przerw oraz ich czasów trwania;

B) Dla przypadków częściowego ograniczenia zasilania stacji odbiorczych:

• oczekiwana liczba ograniczeń,

• oczekiwana wielkośćnie dostarczonej energii w wyniku ograniczeń.

Kolejność działań jest następująca:

1. Z poszczególnych części składowych (urządzeń) układu sieciowego są tworzone - dla potrzeb obliczeniowych - elementy scalone.

Zasada tworzenia jest następująca: części połączone ze sobą przez łączniki, które nie działają samoczynnie w przypadku zwarć, tworzą jeden element scalony. Oznacza to, że w przypadku zakłócenia na którejkolwiek jego części składowej zostanie on wyłączony w całości. Z punktu widzenia niezawodności elementy scalone mają strukturę szeregową. Wyróżnia się następujące elementy:

• linie jednotorowe i tory linii wielotorowych,

• transformatory,

• system szyn zbiorczych węzłów zasilających i odbiorczych (wraz z częścią aparatury łączeniowej, której zakłócenie powoduje wyłączenie danego elementu),

• sprzęgła.

Zależności analityczne określające częstości zakłóceń oraz wskaźniki niezdatności dla ww. elementów scalonych są następujące:

$$D = \frac{1}{100}\sum_{u \in U}^{}d_{n}^{'}n_{u}$$

$$D = \sum_{u \in U}^{}q_{u}$$

gdzie:

d_n^′ - częstość wystąpienia zakłócenia u-tego urządzenia, wchodzącego w skład danego elementu scalonego, np. dla systemu szyn zbiorczych (zakł./100 sztuk⋅rok), dla linii (zakł./100 km⋅rok);

n_u - liczba urządzeń typu u, U- zbiór wszystkich urządzeń wchodzących w skład elementu scalonego

q_u - prawdopodobieństwo wystąpienia zakłócenia urządzenia u: $q_{u} = \frac{d_{\text{n\ }}^{'}n_{u}\ t_{u}}{100T}$;

t_u - średni czas zakłócenia u-tego urządzenia;

T- rozpatrywany okres, zwykle rok (T= 8760 h).

2. Wyszukuje się przypadki zakłóceń prowadzące do całkowitego przerwania zasilania węzła. Dla każdego takiego przypadku wyznacza się prawdopodobieństwo jego zaistnienia, oczekiwaną częstość oraz energię nie dostarczoną.

Rozważmy sieć złożoną z N elementów. Każdy system szyn zbiorczych węzła odbiorczego będzie zasilany, jeżeli istnieje połączenie tego systemu szyn zbiorczych z węzłem zasilającym - źródłem zasilania. Na skutek różnych zakłóceń zaistniałych w sieci połączenie to może zostać przerwane. Zatem należy wyszukać wszystkie możliwe stany awaryjne, które prowadzą do przerwania zasilania i wyznaczyć odnośne wskaźniki.

Rozważmy zasilanie systemu szyn zbiorczych dowolnej stacji odbiorczej. Oznaczmy przez
A zbiór elementów (j∈A), których pojedyncze wyłączenie powoduje przerwę w zasilaniu i-tego systemu szyn zbiorczych. Podobnie przez B oznaczmy zbiór elementów k, l(k, l∈B), których jednoczesne wyłączenie powoduje przerwę w zasilaniu i-tego systemu szyn zbiorczych, przy czym poszczególne elementy k lub l nie należą do zbioru A. Elementy, które tworzą taką parę nie mogą znajdować się równocześnie w stanie remontu planowego, jednak mogą kolejno. Jako C oznaczmy zbiór trójek elementów m, n, o, których jednoczesne wyłączenie powoduje przerwę zasilania i-tego systemu szyn zbiorczych, przy czym poszczególne elementy m, n lub o nie należą do zbioru A oraz dowolna kombinacja par spośród m, n, o nie należy do zbioru B. Elementy, które tworzą trójkę nie mogą równocześnie znajdować się w remoncie planowym, ani żadna para stworzona z nich, mogą natomiast kolejno. Przyjęto, że prawdopodobieństwo jednoczesnego wyłączenia czterech i więcej elementów jest pomijalne.

Oczekiwaną częstość zakłóceń- D_j, oraz prawdopodobieństwo - Q_j, całkowitego wyłączenia i-tego systemu szyn zbiorczych węzła odbiorczego oblicza się z następujących zależności:

gdzie: D_wi, Q_wi – odpowiednio częstość i prawdopodobieństwo wyłączenia i-tego systemu szyn zbiorczych analizowanego węzła w wyniku zakłóceń własnych z uwzględnieniem współzależności zakłóceń;

D_j, Q_j – odpowiednio częstośći prawdopodobieństwo wyłączenia elementu j z uwzględnie-niem współzależności, która prowadzi do przerwy zasilania i-tego systemu szyn zbiorczych;

D_k,l, Q_k,l – odpowiednio częstość i prawdopodobieństwo wyłączeń jednoczesnych elementów l, k z uwzględnieniem współzależności, które prowadzą do braku zasilania węzła i (przy czym wyłączenie pojedynczego elementu l lub k nie prowadzi do przerwy zasilania węzła);

D_m,n,o, Q_m,n,o – odpowiednio częstość i prawdopodobieństwo wyłączeń jednoczesnych elementów m, n, o z uwzględnieniem współzależności zakłóceń prowadzących do przerwy w zasilaniu i-tego systemu szyn zbiorczych, przy czym wyłączenia pojedynczych elementów spośród m, n, o oraz dowolnych par utworzonych spośród m, n, o nie prowadzą do przerwy w zasilaniu tego systemu szyn;

A, B, C- zbiory elementów (odpowiednio pojedynczych elementów, par elementów, trójek elementów), których wyłączenie prowadzi do przerwy zasilania i-tego systemu szyn.

Częstość wyłączeń i-tego systemu w wyniku zakłóceń własnych szyn oraz zakłóceń wynikłych z przeniesienia się zakłóceń z elementów współpracujących lecz nie należących do zbioru A oblicza się z poniższych dwóch wzorów

Przyczyny przeniesienia się zakłóceń wynikają z:

• braku wyłącznika, tj. połączenia przez odłącznik;

• „brakujących” działańwyłączników (układów wyłączających);

• przyczyn konstrukcyjnych;

• nieselektywnych działańzabezpieczeń.

gdzie: D_wi, Q_wi – częstość i prawdopodobieństwo własne i-tych szyn zbiorczych (wzory (5.1) i (5.2);

T- okres roczny (T = 8760 h); f_i - średni czas przerwy dla i-tego systemu szyn po jego wyłączeniu na

skutek współzależności; w_gi- współczynnik brakujących działań układu wyłączającego między systemem szyn i oraz przyłączonym do niego elementem g; k_rj - współczynnik współzależności konstrukcyjnej między systemem szyn i oraz sąsiednim systemem szyn r w stacji wielo systemowej;

w_z- współczynnik nieselektywnego działania zabezpieczeń(zależny od rodzaju zastosowanych zabezpieczeń), odnosi się do przenoszenia zakłócenia z jednego pola na inne pola (rozpatruje się przypadki przeniesienia zakłócenia z jednego pola na drugie pole - wówczas w_z= w₂oraz przypadki przeniesienia zakłócenia z jednego pola na dwa inne pola - wówczas w_z= w₃; uwzględnia się tylko te przypadki, które prowadzą do przerwy zasilania i-tego systemu szyn zbiorczych - zbiór H);

G, H, R- zbiory elementów współpracujących bezpośrednio i tworzących konstrukcyjną całość, elementy te nie należą do zbioru A;

D_g – częstość zakłóceń g–tego elementu, którego zakłócenia w wyniku braku działania układu wyłączającego prowadzą do wyłączenia i-tego elementu;

D_r – częstość zakłócenia r-tego elementu, którego zakłócenia mogą prowadzić do wyłączenia i-tego elementu w wyniku zbliżenia konstrukcyjnego tych dwóch elementów (np. dwa systemy szyn zbiorczych, dwa tory linii dwutorowej itp.);

D_h – częstość zakłóceń h-tego elementu, którego zakłócenia w wyniku nieselektywnych działań zabezpieczeń prowadzą do wyłączenia i-tego elementu.

Częstość wyłączeń pojedynczego elementu j wyznacza się z poniższych dwóch zależności jako sumę częstości zakłóceń powstałych na danym elemencie oraz wynikłych z przeniesienia z innych elementów na skutek zawodnego działania wyłączników, nieselektywnego działania zabezpieczeń oraz przyczyn konstrukcyjnych. Do tych innych elementów zalicza się elementy, które nie należą
do zbioru A.

gdzie: D_wj, Q_wj – częstość i prawdopodobieństwo zakłóceń własnych j-tego elementu;

w_gj- współczynnik brakujących działań wyłącznika łączącego elementy g oraz j;

k_r,j - współczynnik współzależności konstrukcyjnej między elementami r oraz j;

f_j - średni czas przerwy dla j-tego elementu po jego wyłączeniu na skutek współzależności.

Wskaźniki dla jednoczesnego wyłączenia dwóch elementów wyznacza się z zależności:

gdzie: z2- współczynnik uwzględniający wpływ złej pogody na wyłączenie dwóch elementów;

t_k, t_l- średni czas awaryjnego wyłączenia odpowiednio k-tego i l-tego elementu;

v_k, v_l - średni czas planowych wyłączeń do remontów i konserwacji odpowiednio k-tego i l-tego elementu;

w_w,k,l - współczynnik współzależności zakłóceń elementów k oraz l: ww,k,l= 0 - gdy elementy k, l nie współpracują ze sobą, w_w,k,l= k_kl- gdy elementy mają wspólną konstrukcję, np. tory linii wielotorowych, systemy szyn zbiorczych stacji wielo systemowych przy wyłączonym wyłączniku między tymi systemami, w_w,k,l= k_kl+ w_kl- gdy elementy k, l są dwoma systemami szyn zbiorczych przy załączonym wyłączniku sprzęgłowym, w_w,k,l= k_kl+ w_z- gdy elementy są torami linii dwutorowej przyłączonymi do tych samych szyn zbiorczych, w_w,k,l= w_z- gdy elementy k, l przyłączone są do tych samych szyn zbiorczych, ww,k,l= w_kl- gdy elementy k, l współpracują ze sobą przez łącznik.

Wskaźniki niezawodnościowe dla jednoczesnego wyłączenia trzech elementów m, n, o wyznacza się podanych poniżej zależności:

gdzie: w_w,mno= w₃- gdy elementy m, n, o są przyłączone do tych samych szyn zbiorczych, przy czym: w₃- współczynnik współzależnego wyłączenia trzech elementów na skutek nieselektywnego działania zabezpieczeń; w_w,mno= 0 - w przypadku przeciwnym.

Energię nie dostarczoną na skutek pozbawienia zasilania i-tego węzła odbiorczego oblicza się z zależności:

gdzie: P_s,i- moc szczytowa pobierana przez i-ty węzeł;

T_s,i- czas użytkowania mocy szczytowej;

E_i- energia pobrana w i-tym węźle: E_i= P_s,iT_s,i .

Metodyka i program TRELSS

Metodyka analizy i oceny niezawodności zastosowana w opracowanym przez EPRI programie TRELSS (Transmission Reliability Evaluation for Large Scale Systems) należy do grupy metod analitycznych. Program ten wraz z całą metodyką VBTRA (Value-Based Transmission Reliability Approach) został wdrożony w Polskich Sieciach Elektroenergetycznych S.A.

W modelu TRELSS wykorzystuje siępodejście polegające na utworzeniu wykazu możliwych stanów zakłóceniowych, wyborze i analizie stanów zagrożenia dla określonych warunków (kryterium) awarii (niesprawności) systemu i obliczeniu wskaźników niezawodności. Do oceny niezawodności zastosowano efektywny ranking stanów zagrożenia, bazujący na przeciążeniach elementów i analizie warunków napięciowych dla wielu poziomów mocy obciążenia, obliczanie rozpływu mocy metodą stałoprądową lub rozłączną zmiennoprądową, programowanie liniowe do optymalizacji działań restytucyjnych (zmiana rozdziału obciążenia między jednostki wytwórcze, włączanie boczników równoległych, regulacja za pomocą autotransformatorów, zmiana położenia zaczepów transformatorów, 3 klasy ograniczania obciążenia) podejmowanych dla zmniejszenia zagrożenia dla systemu.

Przy ocenie niezawodności zastosowano trzy podejścia (tryby analizy):

• oparte na analizie problemów systemu (System Problem Approach), z podejmowaniem lub bez podejmowania działań restytucyjnych (zaradczych);

• oparte na analizie możliwości (zdolności) systemu (Capability Approach);

• oparte na symulacji działania systemu w przypadku zadanych stanów zakłóceniowych (Simulation Approach).

W programie TRELSS można też modelować działanie automatyki przez tzw. grupy zabezpieczeń i sterowania (Protection and Control Group) i odwzorowywaćsytuacje, gdy awaria elementu układu przesyłowego, wskutek nieprawidłowego działania zabezpieczeńlub wyłączników, prowadzi do wyłączenia grupy elementów.

Obliczanie wskaźników niezawodności w podejściu bazującym na analizie problemów systemu (System Problem Approach) odbywa się na podstawie listy stanów zakłóceniowych (contingency), przy czym maksymalna głębokość zakłócenia to sześć jednocześnie wyłączonych (niedyspozycyjnych) elementów (4 generatory i 2 gałęzie). Celem tego podejścia jest identyfikacja potencjalnych przekroczeń systemowych (przeciążeń i odchyleń napięć). Stan zakłóceniowy powodujący problemy systemowe jest identyfikowany jako stan zagrożenia, stan awaryjny. Nie jest on już kombinowany z odstawieniami innych elementów, jednak program uwzględnia głębsze stany zakłóceniowe przy założeniu, że nie powiększają one trudności systemowych i ograniczeń mocy. Podejmowanie działań restytucyjnych (zaradczych) jest w podejściu „System Problem” opcjonalne. Dla każdego stanu zakłóceniowego są pomijane dyspozycyjności sprawnych elementów.

W podejściu bazującym na analizie problemów systemu obliczenia prawdopodobieństw i częstości stanów awaryjnych odbywa się jak pokazano wyżej. Stany awaryjne są identyfikowane jako wynik pogorszonych stanów wystarczalności (z większą liczbą niedyspozycyjnych elementów), co w większości przypadków oznacza, że odnowa dowolnego elementu prowadzi do stanu wystarczalności (sprawności) systemu, a także znaczy że większość tak wybranych stanów zakłóceniowych to stany typu minimalnych przekrojów (typu „B”). Tak więc sposób obliczania prawdopodobieństw i częstości stanów zastosowany w tym podejściu jest (według autorów programu TRELSS) ekwiwalentem metody minimalnych przekrojów, wykorzystywanej przy ocenie niezawodności strukturalnej.

Obliczanie prawdopodobieństw i częstości stanów awaryjnych w podejściu bazującym na analizie zdolności systemu (System Capability Approach) pozwala na uniknięcie podwójnego liczenia, które może jednak wystąpić w podejściu bazującym na analizie problemów systemu. W tym podejściu są podejmowane działania restytucyjne (zaradcze) w stanach zagrożenia a analiza stanów zakłóceniowych nie podlega ograniczeniom występującym w podejściu „System Problem”. Analiza głębszych stanów zakłóceniowych może zacząć się od stanu sprzed zastosowania działań restytucyjnych lub od stanu po ich zastosowaniu - pozwala to na dokonanie mniej lub bardziej pesymistycznej oceny ograniczeń mocy dostarczanej odbiorcom.

Wyłączenia mające wspólną przyczynę (common mode outages) są w modelu TRELSS traktowane jak wyłączenia pojedynczych elementów, przy czym program je odpowiednio interpretuje. Dla przykładu, jeśli elementy 1 i 2 podlegają takim wyłączeniom to jednoczesne wyłączenie elementów 1, 2 i 3 może być interpretowane jako nałożenie się 3 jednoczesnych, niezależnych wyłączeń, lub jako nałożenie się zdarzeń (12) i 3, gdzie (12) jest wyłączeniem mającym wspólną przyczynę. Jeśli wyłączenia 3 i 123 są stanami awaryjnymi program utworzy prawdopodobieństwa: q₁q₂p₃, p₁p₂p₃, q₍₁₂₎p₃, p₍₁₂₎p₃.

W przypadku kilku identycznych generatorów pracujących na te same szyny zbiorcze, których wyłączenie przy założeniu jednakowego rozdziału obciążenia skutkuje takim samym rozpływem mocy, dla zmniejszenia nakładu obliczeniowego przy tworzeniu listy stanów zakłóceniowych rozpatrywane jest wyłączenie tylko jednej reprezentatywnej kombinacji tych generatorów przy dowolnej głębokości stanu zakłóceniowego.

Modelowanie remontów planowych gałęzi (linii, transformatorów) odbywa się przy następującym założeniu: Jeśli niedyspozycyjność określonej kombinacji gałęzi skutkuje stanem awaryjnym systemu, żadna z tych gałęzi nie zostanie odstawiona do remontu planowego gdy jedna lub więcej gałęzi jest już wyłączona.

Podejście „Simulation Approach” zostało zaprojektowane do analizy kaskadowych stanów zakłóceniowych. Użytkownik definiuje zakłócenia inicjujące (listę stanów zakłóceniowych). Każde zjawisko inicjujące jest analizowane przy pomocy rozpływu mocy i system jest sprawdzany pod względem nienormalnie wysokich przeciążeń gałęzi i (lub) nienormalnie niskich napięć w węzłach. W węzłach tych jest dokonywane odcięcie odbiorników i odstawienie generatorów, jak również wyłączenie najbardziej przeciążonej gałęzi (połączenia). Następnie ponownie wyznacza się rozpływ mocy i system jest sprawdzany pod względem zaistniałych problemów itd. Ciąg stanów zakłóceniowych kończy się, gdy nie ma problemów systemowych (za wyjątkiem wysp). Należy zauważyć, że odłączanie odbiorników, odstawianie generatorów, wyłączanie najbardziej przeciążonej gałęzi (połączenia) jest dokonywane właśnie w tej kolejności. Każde z tych działań pociąga za sobą wyznaczenie rozpływu mocy, zanim podjęte zostaną pozostałe akcje, jeśli problemy które je wywołały wciąż trwają. Dostarczone przez użytkownika progi określają głębokość stanów zakłóceniowych.

Obliczenia niezawodności w TRELSS’ie są oparte na modelu Markowa gałęzi, generatorów i pogody. Pierwotny dwustanowy model Markowa niezawodności gałęzi i generatorów jest łączony z dwustanowym modelem Markowa pogody (normalna i zła pogoda), co daje w rezultacie czterostanowy model Markowa, który dostarcza prawdopodobieństw, że dany element jest sprawny lub uległ awarii w czasie normalnej i złej pogody. Każdy element w badanym obszarze jest modelowany osobno w celu uproszczenia obliczeń. Dane niezawodnościowe są wykorzystywane do określenia parametrów modelu (prawdopodobieństw stanu). Prawdopodobieństwo awarii danej grupy elementów może zostać obliczone na podstawie prawdopodobieństw awarii poszczególnych elementów w tej grupie.

Organizację programu TRELSS (wersja 5.1) pokazano na poniższym rysunku

Dane wymuszonych wyłączeń(awarii) dla gałęzi i zdarzeń zależnych są podane jako częstość i czas trwania tych wyłączeń osobno dla normalnych i złych warunków pogodowych. Prawdopodobieństwa i czas trwania odstawień do remontu planowego jest również określone. Dane odstawień wymuszonych (awaryjnych) generatorów są określone jako prawdopodobieństwo i czas trwania odstawienia. TRELSS tworzy wiele raportów wyjściowych. Istnieje opcja pozwalająca na wybór raportów wyjściowych. Raporty wyjściowe TRELSS’a zostały podzielone na siedem grup:

I. Raporty podsumowujące rozwiązanie (wybrane opcje obliczeniowe).

II. Raporty podsumowujące dane wejściowe.

III. Raporty wg rankingu współczynnika PI (Performance Index).

IV. Raporty podsumowujące stany zakłóceniowe.

V. Raporty podsumowujące wg kryteriów stanu awaryjnego.

VI. Raporty dotyczące wskaźników niezawodności.

VII. Raporty dotyczące rezultatów analizy grup zabezpieczeń(automatyki systemowej).

Raporty grupy VI dotyczą wskaźników niezawodnościowych i są zorientowane na tryb obliczeń CAPABILITY. Należą do nich (najważniejsze podkreślono):

- Raport VI-A(System Indices Reliability Statistics Report) podaje wskaźniki dotyczące ograniczenia mocy dostarczanej odbiorcom w skali całego systemu lub obszaru (zawiera ograniczenia mocy na skutek powstawania wysp, działania zabezpieczeń i działań restytucyjnych. Są to tzw. systemowe wskaźniki niezawodnościowe. Nazwa tego raportu ma rozszerzenie *.rsi.

- Raport VI-B (System Indices Reliability Statistics Report – Islanding Load Loss) podaje systemowe wskaźniki niezawodnościowe (dotyczące ograniczenia mocy dostarczanej odbiorcom) tylko na skutek powstawania wysp. Nazwa tego raportu ma rozszerzenie *.rii.

- Raport VI-C (System Indices Reliability Statistics Report – Remedial Actions Load Loss) podaje systemowe wskaźniki niezawodnościowe (dotyczące ograniczenia mocy dostarczanej odbiorcom) tylko na skutek działań restytucyjnych. Nazwa tego raportu ma rozszerzenie *.rri.

- Raport VI-D (Bounds On Failure Probability Report) podaje granice prawdopodobieństwa wystąpienia stanów zakłóceniowych ze względu na różne kryteria stanów zakłóceniowych, takie jak „wszystkie problemy systemowe”, „ograniczenie mniej ważnych odbiorników” itd. Nazwa tego raportu ma rozszerzenie *.rpb.

- Raport VI-E(Load Bus Summary Reliability Statistics Report) podaje prawdopodobieństwo ograniczenia mocy dostarczanej odbiorcom, częstość i czas trwania na wystąpienie, niedostarczoną energię i wskaźniki dotyczące odbiorców w węzłach – węzłowe wskaźniki niezawodnościowe(ograniczenia mocy dostarczanej odbiorcom na skutek powstawania wysp, działania automatyki zakłóceniowej na skutek trwałych zakłóceń i działań restytucyjnych). Nazwa tego raportu ma rozszerzenie *.rlb.

- Raport VI-F (Load Bus Summary (Islanding Load Loss) Reliability Statistics Report) podaje prawdopodobieństwo ograniczenia mocy dostarczanej odbiorcom, częstość i czas trwania na wystąpienie, niedostarczoną energię i wskaźniki dotyczące odbiorców w węzłach tylko na skutek powstawania wysp. Nazwa tego raportu ma rozszerzenie *.rli.

- Raport VI-G (Load Bus Summary (Remedial Actions Load Loss) Reliability Statistics Report) podaje prawdopodobieństwo ograniczenia mocy dostarczanej odbiorcom, częstość i czas trwania na wystąpienie, niedostarczoną energię i wskaźniki dotyczące odbiorców w węzłach, tylko wskutek działańrestytucyjnych. Nazwa tego raportu ma rozszerzenie*.rlr.

- Raport VI-H (Overloaded Circuit Reliability Statistics Report) podaje prawdopodobieństwo przeciążeń gałęzi, częstość i czas trwania na wystąpienie wg gałęzi. Nazwa tego raportu ma rozszerzenie *.roc.

- Raport VI-J (Service Failure Mode Reliability Statistics Report) podaje wskaźniki ograniczenia mocy dostarczanej odbiorcom wg stanów zakłóceniowych (zawiera ograniczenia mocy dostarczanej odbiorcom ze względu na powstawanie wysp, działanie automatyki na skutek trwałych zakłóceń i działańrestytucyjnych). Nazwa tego raportu ma rozszerzenie*.rsf.

- Raport VI-K (Service Failure Mode (Islanding Load Loss) Reliability Statistics Report) podaje wskaźniki ograniczenia mocy dostarczanej odbiorcom wg stanów zakłóceniowych tylko ze względu na powstawanie wysp. Nazwa tego raportu ma rozszerzenie *.rif.

- Raport VI-L (Service Failure Mode (Remedial Actions Load Loss) Reliability Statistics Report) podaje wskaźniki ograniczenia mocy dostarczanej odbiorcom wg stanów zakłóceniowych tylko ze względu na działania restytucyjne. Nazwa tego raportu ma rozszerzenie *.rrf.

Systemowe wskaźniki niezawodnościowe (z raportu VI-A) obliczane przez program TRELSS są następujące:

A. Wskaźniki systemowe dla analizowanego obszaru - system indices for study area:

- Prawdopodobieństwo niepokrycia zapotrzebowania (ograniczenia mocydostarczanej odbiorcom) – probability of load loss.

- Częstośćzdarzeńniepokrycia zapotrzebowania, [wystąpieńna rok] – frequency of load loss, [occ/year].

- Łączny czas trwania niepokrycia zapotrzebowania w ciągu roku, [godzin na rok] – duration of load loss, [hrs/year].

- Czas trwania jednego zdarzenia, [godzin na wystąpienie] - duration of load loss, [hrs/occ].

- Oczekiwana energia niedostarczona w ciągu roku EUE, [MW ⋅h na rok] – expected unserved energy, [MW⋅h/year].

- Oczekiwana energia niedostarczona EUEprzypadająca na jedno zdarzenie, [MWh na wystąpienie] - expected unserved energy, [MW⋅h/occ].

- Oczekiwane niepokryte zapotrzebowanie EUDw ciągu roku, [MW na rok] - expected unserved demand, [MW/year].

- Oczekiwane niepokryte zapotrzebowanie EUDprzypadające na jedno zdarzenie, [MW na wystąpienie] - expected unserved demand, [MW/occ].

B. Wskaźniki dla odbiorców – customer indices:

- Wskaźnik liczby wyłączeń(ograniczeńzasilania) odbiorców, [odbiorco-wystąpieńna rok] – customer outages, [cust-occ/year].

- Liczba wyłączonych odbiorców, [odbiorców na wystąpienie] - customer outages, [cust/occ].

- Liczba wyłączeńprzypadających na odbiorcę, [wystąpieńna odbiorcę] - customer outages, [occ/cust].

- Wskaźnik czasu trwania wyłączeńodbiorców, [odbiorcogodz./rok] – customer duration, [cust-hrs/year].

- Czas trwania wyłączenia (ograniczenia zasilania) przypadający na jedno zdarzenie, [godzin na wystąpienie] - customer duration, [hrs/occ].

- Czas trwania wyłączenia przypadający na odbiorcę, [godzin na odbiorcę] - customer duration, [hrs/ cust].

- Dostępność(dyspozycyjność) zasilania, [jedn. wzgl.] – service availability.

C. Wskaźniki unormowane – normalized indices:

- Wskaźnik ograniczenia energii (niedyspozycyjności energetycznej), [(MW ⋅h)/(MW⋅h)⋅rok] – energy curtailment, [MW⋅h/annual MW⋅h].

- Wskaźnik ograniczenia mocy (niedyspozycyjności mocowej), [MW/MW ⋅rok] – power interruption, [MW/peak MW].

Plik (raport) VI-E zawiera następujące wskaźniki niezawodności dla poszczególnych węzłów odbiorczych, w rozbiciu na obliczeniowe poziomy obciążenia i jako wartości dla całego roku:

- Częstość zdarzeń spełnienia kryterium stanu awaryjnego, [wystąpień na rok] – frequency of meeting criteria, [int/yr] – tylko wartości dla całego roku.

- Czas trwania zdarzenia, [godzin na zdarzenie] – duration of meeting criteria, [hr/int] – tylko wartości dla całego roku.

- Prawdopodobieństwo niepokrycia zapotrzebowania (ograniczenia mocy dostarczanej odbiorcom) – probability of load loss.

- Częstość zdarzeń niepokrycia zapotrzebowania, [wystąpień na rok] – frequency of load loss, [occ/year].

- Czas trwania jednego zdarzenia, [godzin na wystąpienie] - duration of load loss, [hrs/occ].

- Energia niedostarczona EUE, [MW ⋅h] – expected unserved energy, [MW⋅h].

- Liczba wyłączonych odbiorców - customer interruptions.

- Wskaźnik czasu trwania wyłączeń odbiorców, [odbiorco-godzin] – unserved customer-hours, [cust-hrs].

Dodatkowo w pliku VI-E są podane informacje dotyczące:

- energii zapotrzebowanej w węzłach odbiorczych (bus energy) w MW ⋅h.

- liczby zarejestrowanych zdarzeń spełnienia kryterium stanu awaryjnego (number of SFM - system failure mode).

Niezawodność stacji elektroenergetycznych

Stacja elektroenergetyczna stanowi zespół urządzeń elektroenergetycznych (zgromadzonych w jednym miejscu wraz z niezbędnymi budowlami) przeznaczonych do przetwarzania energii elektrycznej (stacje prostownikowe, stacje z przetwornikami prądu stałego na przemienny), jej transformacji (stacje transformatorowe), rozdzielania i transformacji (stacje transformatorowo-rozdzielcze) lub tylko rozdzielania (stacje rozdzielcze zwane rozdzielniami).

W skład stacji elektroenergetycznych wchodzą szyny zbiorcze, aparatura łączeniowa (łączniki elektroenergetyczne), zabezpieczająca, sterująca, sygnalizacyjna i pomiarowa, urządzenia ochrony odgromowej, transformatory, dławiki przeciwzwarciowe i zaporowe, baterie kondensatorów, kompensatory synchroniczne i urządzenia pomocnicze. Podstawowy element stacji elektroenergetycznej stanowi układ zdolny do rozdzielania energii elektrycznej o jednym napięciu, zwany rozdzielnicą, obejmujący szyny zbiorcze oraz zespół aparatów łączeniowych, pomiarowych, zabezpieczających, sterowniczych i sygnalizacyjnych, wraz z niezbędnymi elementami przewodowymi, izolacyjnymi i wsporczymi.

Stacje elektroenergetyczne są ważnymi elementami systemu elektroenergetycznego, gdyż grupują istotne dla prawidłowej pracy urządzenia wysokiego i niskiego napięcia oraz urządzenia pomiarowe, automatyki, telemechaniki i inne. Są one węzłowymi punktami skomplikowanego systemu dostawy energii od wytwórcy do odbiorcy. Prawidłowa praca każdej stacji elektroenergetycznej ma więc duże znaczenie, a wszelkie awarie i zakłócenia dotyczą często znacznych grup użytkowników i wytwórców energii elektrycznej. Zasięg i skutki zakłóceń zależą od wielkości stacji i jej roli w systemie elektroenergetycznym.

Przy ocenie i analizie niezawodności stacji elektroenergetycznej powinny zostać uwzględnione warunki pracy normalnej (przy prawidłowej pracy wszystkich elementów systemu) oraz warunki zakłóceniowe (uszkodzenia lub wyłączenia dowolnych elementów systemu), gdy następuje zmiana układu połączeń i rozpływu mocy w stacji. Istotna jest tutaj także możliwość wystąpienia błędnych przełączeń.

W Polsce niezawodności stacji elektroenergetycznych poświęcono stosunkowo niewiele prac, na świecie do analizy ich niezawodności dość często wykorzystuje się metody analizy strukturalnej, w tym w szczególności metodę minimalnych przekrojów, traktując stację jako obiekt, dla którego można wyróżnić trzy zdarzenia awaryjne:

• Brak (utrata) możliwości połączenia z jednym z pól zasilających lub odpływowych.

• Brak (utrata) możliwości połączenia z kilkoma (ale nie wszystkimi) polami zasilającymi lub odpływowymi.

• Niedyspozycyjność(niedostępność) całej stacji.

Elementami stacji elektroenergetycznej, wyróżnianymi dla potrzeb analizy niezawodnościowej, są transformatory, wyłączniki, odłączniki, szyny zbiorcze; odgromniki, przekładniki prądowe i napięciowe są często pomijane. Elementy automatyki zabezpieczeniowej zwykle nie są uwzględniane bezpośrednio, a jedynie pośrednio w danych niezawodnościowych urządzeń ochranianych (uwzględnia się awarie, za które odpowiedzialne są elementy automatyki).

Rozróżnia się dwa rodzaje zakłóceń(uszkodzeń) elementów stacji:

• Pasywne(passive failure) – niedyspozycyjnośćdotyczy tylko uszkodzonego elementu i nie wymaga dokonywania przełączeń.

• Aktywne(active failure) – oznacza ono nie tylko niedyspozycyjnośćrozpatrywanego elementu, ale także szereg operacji łączeniowych (przełączeń) dla odizolowania uszkodzonego elementu.

W przypadku łączników dodatkowo uwzględnia się możliwość wystąpienia braku wymaganego zadziałania: otwarcia normalnie zamkniętego łącznika (stuck-closed condition), zamknięcia normalnie otwartego łącznika (stuck-open condition). Są one reprezentowane przez prawdopodobieństwo niezadziałania łącznika(stuck-breaker probability).

Elementy stacji są podawane planowej profilaktyce (remontom planowym), przez którą rozumie się regularnie podejmowane działania, mające na celu poprawę stanu elementu. Zwykle zakłada się, że czynności profilaktyczne mogą być odkładane na później, gdy wymagają tego warunki systemowe. W przypadku uszkodzenia elementy są poddawane odnowie, która może polegać na naprawie (repair) lub wymianie (replacement).

Założenia i ograniczenia analizy niezawodności stacji elektroenergetycznych sązwykle następujące:

• Element nie może być podawany planowej profilaktyce, jeśli może to skutkować niedyspozycyjnością stacji. Oznacza to, dla przykładu, że jeśli zdarzenie „element A uszkodzony a element B w remoncie planowym” oznacza stan awaryjny (niedyspozycyjność) stacji, może ono wystąpić jedynie wtedy gdy remont planowy elementu B rozpoczął się przed wystąpieniem uszkodzenia elementu B.

• Element uszkodzony jest zastępowany zapasowym jedynie gdy średni czas trwania uszkodzenia jest dłuższy od czasu wymiany. Prawdopodobieństwo wymiany oznacza prawdopodobieństwo, że potrzebny element zapasowy jest w dyspozycji. Jest ono funkcją, zarówno prawdopodobieństw stanów awaryjnych stacji (bo ich wartości określają zapotrzebowanie na elementy zapasowe), jak też gospodarki elementami zapasowymi. Ta gospodarka może być różna w różnych systemach; dla przykładu elementy zapasowe mogą być użyte jedynie w sytuacji awarii systemowej, lub w dowolnej chwili gdy element uległ uszkodzeniu.

• Wydaje się zasadne ograniczać wymiany elementów jedynie do elementów, które uległy uszkodzeniom pasywnym.

• Zdarzenia wielokrotnych (dwa lub trzy) przełączeń oraz niezadziałań łączników można pominąć z uwagi na ich bardzo niskie prawdopodobieństwo.

• Statystyki dowodzą, że w niekorzystnych warunkach pogodowych wzrasta częstość uszkodzeń niektórych elementów, lecz uwzględnienie tego faktu w analizie niezawodności (za wyjątkiem linii elektroenergetycznych) jest trudne i zwykle nie stosowane.

Dość często do analizy niezawodności stacji elektroenergetycznych są wykorzystywane procesy Markowa, które pozwalają wyznaczyć prawdopodobieństwa, częstości i czasy trwania wyróżnionych stanów awaryjnych. Oznacza to założenie, że:

• Zdarzenia są stochastycznie niezależne.

• Intensywności opisujące przejścia miedzy stanami są niezależne od czasu. Proces jest stacjonarny i znajduje się w warunkach ustalonych, co oznacza, że można posługiwać się wartościami prawdopodobieństw granicznych

Czwarty raport CEER (Council of European Energy Regulators) zawiera wyniki dotyczące wskaźników ciągłości zasilania odbiorców dla następujących państw: Austria, Czechy, Dania, Estonia, Finlandia, Francja, Hiszpania, Holandia, Islandia, Litwa, Łotwa, Niemcy, Norwegia, Polska, Portugalia, Rumunia, Słowacja, Węgry, Wielka Brytania, Włochy. Badaniu zostały poddane wskaźniki SAIDI oraz SAIFI (zdefiniowane w wykładzie I) dla planowanych i nieplanowanych przerw w zasilaniu w latach 1999 – 2007.Część z nich przedstawiono na poniższych rysunkach

Wartości wskaźnika SAIDI(przerwy awaryjne) według 4-go raportu CEER

Wartości wskaźnika SAIFI(przerwy awaryjne) według 4-go raportu CEER

W części z krajów objętych raportem ma miejsce daleko posunięta liberalizacja i urynkowienie sektora elektroenergetyki (Wielka Brytania, Portugalia i Hiszpania). Jednak dane, obrazujące tendencje w zakresie wskaźników ciągłości zasilania odbiorców, prezentowane na rys. 5.12 –5.13, przeczą obiegowej tezie o szkodliwych skutkach liberalizacji sektora dla szeroko rozumianej niezawodności. W istocie w badanym okresie dominować mogła tendencja do redukcji zapotrzebowania na energię elektryczną jako skutek programów DSM (Demand Side Management) oraz migracji energochłonnych i uciążliwych środowiskowo przemysłów do krajów w transformacji i rozwijających się. Pojawienie się(krótkookresowe) nadmiarowości w wytwarzaniu, przesyle i dystrybucji mogło przeważyć ujemne skutki decentralizacji odpowiedzialności za niezawodność.

W Polsce „rozporządzenie systemowe” z 2007 roku wprowadziło obowiązek podawania do publicznej wiadomości wskaźników ciągłości zasilania odbiorców (wykład I). Odpowiednie dane zestawiono poniżej.

Próbę oceny jakości zasilania odbiorców w Polsce zawiera raport, opracowany na zlecenie URE: I krajowy raport benchmarkingowy nt. jakości dostaw energii elektrycznej do odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowych i dystrybucyjnych.