3tom233

7. SYSTEMY ELEKTROENERGETYCZNE 468

Najszersze rozpowszechnienie w rozwiązywaniu zadań planowania rozwoju systemu znalazło programowanie liniowe i dynamiczne. Programowanie liniowe prowadzi do określenia optymalnych (z punktu widzenia liniowej funkcji-kryterium) wartości zmiennych decyzyjnych opisujących wielkości charakteryzujące przyszłościowy SEE (struktura mocy wytwórczej, lokalizacja i parametry elektrowni itp.). Programowanie dynamiczne pozwala na optymalizację ciągu decyzji w kolejnych krokach, odpowiadających etapom planowania.

Zagadnienia rozwoju SEE można sformułować również jako dynamiczne sterowanie optymalne. Decyzje o strukturze i parametrach systemu są traktowane jako sterowanie, którego celem może być dostosowanie liczby elementów i ich wzajemnych powiązań do warunków zewnętrznych i wewnętrznych z uwzględnieniem wymuszeń przypadkowych, oddziałujących na system (awaryjność, zakłócenia eksploatacyjne itp.).

Rozpatrując zagadnienia planowania rozwoju sieci przesyłowej należy zaznaczyć, że celem sieci przesyłowej jest zapewnienie wyprowadzenia mocy z elektrowni, właściwego zasilania stacji sieciowych przy minimalizacji strat przesyłu i utrzymaniu w dopuszczalnych granicach napięć węzłowych i mocy zwarciowych. Sieć ta powinna ponadto zapewnić warunki stabilności lokalnej i stabilności globalnej przy założonych zaburzeniach kryterialnych.

Najczęściej stosowaną metodą planowania rozwoju sieci przesyłowej jest porównywanie wariantów rozwoju sieci. Coraz szersze zastosowanie znajdują również techniki optymalizacyjne oparte na programowaniu dynamicznym, metodzie gałęzi i granic. Wykazano również efektywność symulacji cyfrowej i technik heurystycznych, umożliwiających uwzględnienie warunków niedeterministycznych.

Szersze omówienie tych zagadnień znajdzie Czytelnik w [7.3; 7.5]. Próbę usystematyzowania modeli wykorzystywanych w planowaniu i projektowaniu rozwoju SEE przedstawiono na rys. 7.13.

7.5.2. Prognozowanie zapotrzebowania

Prognozowanie zapotrzebowania na moc i energię elektryczną jest ważnym elementem planowania rozwoju i programowania pracy SEE. Decyzje o budowie elektrowni muszą być podejmowane odpowiednio wcześnie. Lokalizacja zaś i parametry źródeł muszą odpowiadać przyszłemu zapotrzebowaniu. W ten sposób system będzie mógł spełniać swoje podstawowe zadanie, tzn. zapewnić ciągłą dostawę energii do odbiorców. Danymi wyjściowymi do opracowania długoterminowych prognoz zapotrzebowania są informacje dotyczące planów rozwoju poszczególnych dziedzin gospodarki, rozwoju technik i technologii produkcji, rozmieszczenia — zwłaszcza wielkich — odbiorców oraz określenia pozostałych za pomocą wskaźników jednostkowego zużycia energii elektrycznej (te ostatnie dane czerpie się na ogół z opracowań statystycznych krajów wyżej rozwiniętych). Przedmiotem prognoz długoterminowych jest najczęściej moc pobierana w okresach szczytowego zapotrzebowania. Na tej podstawie, przy znajomości charakteru zmienności obciążenia, można wyznaczyć zapotrzebowanie na energię elektryczną i pierwotne nośniki energii oraz określić pożądaną strukturę produkcji energii itp. [7.2; 7.3; 7.46].

Roczne i kwartalne prognozy zapotrzebowania na moc i energię są wykonywane w celu planowania pracy źródeł i sieci, planowania dostaw paliwa, planów remontów urządzeń wytwórczych i sieciowych. Tygodniowe i dobowe prognozy wykonuje się dla programowania pracy elektrowni i sieci. W prognozach krótkoterminowych uwzględnia się dodatkowo takie dane jak dzień tygodnia, prognozę pogody, atrakcyjność programów telewizyjnych itd.

Odrębne zagadnienie stanowi prognoza zapotrzebowania w przypadku poszczególnych stacji sieci przesyłowej. Danymi wyjściowymi do takiej prognozy są dane statystyczne, dotyczące obciążeń w stacjach w wybranych godzinach doby. Najczęściej stosowana jest zasada ekstrapolacji, z wyjątkiem stacji zasilających bezpośrednio wielkich odbiorców o ustalonym poborze mocy.

7.5.3. Wielkie awarie systemowe

Systemy elektroenergetyczne są coraz większe. Występujące w nich zakłócenia prowadzą nieraz do dużych i kosztownych awarii systemowych. Awarie te są przyczyną znacznych strat gospodarczych, a oprócz tego paraliżują życie całych społeczeństw i powodują szkody trudne do wyrażenia w walucie.

W tablicy 7.5 podano charakterystykę niektórych wielkich awarii systemowych, które miały miejsce po 1976 r.

Schemat uogólniony rozwoju awarii w dużym SEE przedstawiono na rys. 7.14.

Tablica 7.5. Charakterystyka dużych awarii systemowych po 1976 r. wg Z. Zielińskiego, IASE — 1988 r.

Kraj	Data godzina	Moc wyłączona MW	Wskaźnik mocy wyłączonej odbiorców Pwaix ~pZ	Niedo-starczona energia E MW-h	Wskaźnik sprawności likwidacji awarii E Pwoił	Czas likwidacji awarii h	Straty u odbiorców min doi. USA	Straty energii min doi. USA	Przyczyny awarii i jej pogłębiania
RFN i Austria	13.04.76. 15“	10000	•	•	•	2	•	•	C, D, E
USA New York	13.07.77. 20^3"	5900	1,0 dla systemu N.Y.	100000	17	•	310		C,    B, A, D,    F, G, H
Francja	19.12.78. 8“	ok. 29000	ok. 0,75	98000	3,4	>5	szac. 150		A, D, F, G, H
Belgia	04.08.81 ,,oo	ok. 2400	0.45	6800	ok. 1	ok. 5	•	•	A, D, G
Kanada Hydro Quebcc fH.Q.)	14.12.81 13^21	15 100	1.0 dla systemu H.Q.	•	5.5 (90% odb.)	>20	•	•	C. E, D, G
Szwecja	27.12.83. 13°°	11400	0,67	23800	2,1	>5	23 + 33	ok. 2,5	C,    A. E, D,    G
Polska (obszar płn.-wsch.)	08.01.87. 8^12	ok. 920	ok. 0,05	2138	136	ok. 9	•	•	E, D, G
A — przeciążenia w sieci najwyższych napięć (NN), B — zakłócenia w sieci NN i nieselektywna ich likwidacja, C — jednoczesne, wielokrotne zwarcia w sieci NN, D — naruszenie bilansu mocy, E — naruszenie równowagi współpracy w systemie, F — nieprawidłowe działanie zabezpieczeń i automatyki, G — nieskuteczne działanie automatyki obciążania systemu, H — niewłaściwe działanie obsługi dyspozytorskiej. • — brak danych.