О трактовке критерия надежности n-1

Опубликована в «Электрических станциях» № 6 за 2005 г.
А.Ф. Бондаренко, В.П. Герих (СО-ЦДУ ЕЭС)

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

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 изданиях, так и научно-технических 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 его соблюдение увязывают только с достаточностью сетей, не рассматривая его применительно 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 возмущения¹ можно условно² 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 минут.

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 мощности 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:

1.1. Первичное регулирование частоты, которое ограничивает отклонение частоты согласованной между партнерами синхронной зоны величиной 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 (Δf/ΔP_бл), 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.)

1.2. 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.

1.3. Управляющие воздействия (УВ) автоматики предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ), то есть 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 - см. ниже), а также ограничение создаваемого УВ небаланса мощности, которые (УВ) в общем случае не сбалансированы.

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

2.1. 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 т.п.), 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).

2.2. 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:

где, соответственно, для i-того района управления:

- погрешность регулирования, подлежащая устранению;

- частотная коррекция, равная статической частотной характеристике района;

В частных случаях регулируется сальдо мощности без частотной коррекции, по договоренности, если она относительно мала, или астатическое регулирование частоты (

) 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 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.

2.3. 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.

При третичном регулировании режима происходит восстановление вторичных резервов активной и реактивной мощности.

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 маловероятно. 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 от вторичных, и если ситуация их недостаточности все же возникнет, использовать особые мероприятия, в частности, ограничения потребителей.

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.

Наиболее дискуссионным является вопрос о выполнения требования критерия N-1 c применением противоаварийной автоматики предотвращения нарушения устойчивости. По нашему мнению, ничто не мешает считать, что критерий N-1 соблюдается, поскольку применение ПА позволяет обеспечить его соблюдение 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), оно может применяться и 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 деятелей западноевропейского энергообъединения 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 противоаварийного 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; перетоки 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 взаимоувязаны с системами ПА.

Исходя из вышесказанного, 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 минут 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 послеаварийной 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.

Примечания: 1. 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 послеаварийной 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).

2. 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.

Статья для публикации на "Неофициальном сайте режимщиков" предоставлена В.П. Герихом 23.06.06

¹ Конкретнее о возмущениях – ниже.

² Условно - потому, что автоматические регуляторы возбуждения, скорости, вторичные регуляторы перманентно реагируют на флуктуации режима, но действие каждого из них может преобладать в различных режимах.