Reliability modelling and analysis for Sheffield Substation 220 kV upgrade project
Caroline Lee Transend, Networks Pty Ltd , Tasmania
Dr Sudhir Agarwal, San Diego, California, USA
ABSTRACT
This paper describes the application of a defensible probabilistic process in reliability evaluation for Sheffield 220 kV Substation redevelopment project. Sheffield Substation is a hub of 220 kV transmission system in the North and North-West regions of Tasmania. It provides connection to West Coast and Mersey Forth hydro power stations and facilitates power transfers from these power stations to major industrial customers in George Town area and retail andindustrial loads in the North and North-West regions of Tasmania. Therefore, it is important that integrity of Sheffield Substation is protected as much as possible and consequences of unplanned outages minimised to prevent possible widespread system disturbances.Together with General Reliability from San Diego,California, Transend undertook the reliability evaluation of four redevelopment options for Sheffield Substation using SUBREL, substation reliability and TRANSREL, transmission system reliability programs.
1.INTRODUCTION
Transend, as a Transmission Service Provider and Transmission Network Operator in Tasmania is responsible for providing reliable electricity supply and providing cost effective development solutions of the transmission network. Transend has identified a need for a comprehensive and more objective process in justification of development projects from its capital works program. The need to combine customer reliability targets and economics to achieve cost effective development solutions has been long recognised. A hierarchical framework for overall power system reliability evaluation is presented in [1].Different design, planning and operating principles and techniques have been developed in different countries over many decades in an attempt to find balance between reliability targets and economic constraints [2].Following the reliability concept and principles, differentutilities applied different reliability criteria to justify projects from their capital works program. Reliability criteria can be viewed as conditions that should be satisfied by electricity generation, transmission and distribution systems in order to achieve requiredreliability targets. Reliability criteria usually fall into two categories: established numerical target levels of reliability (eg level of expected energy not supplied) and performance test criteria (eg N-1, N-2 incidents that the system has to withstand). An attempt to combine these two categories into one set of reliability criteria is currently underway in Tasmania [3]. The use of reliability criteria from the first category is the core of probabilistic reliability evaluation approach. The second category is a deterministic reliability evaluation approach. The usefulness of deterministic criteria and security standards in justification of projects from capital works program is challenged in [4]. Instead, an approach involving customers in decision making and simulating a realistic system operation and failure is commended. The basic steps suggested in proper reliability evaluations are based on complete understanding of the equipment and system behaviour including:
bull; Understanding the way the equipment and system operate;
bull; Identify the situations in which equipment can fail;
bull; Understand consequences of the failures;
bull; Incorporate these events into the reliability model;
bull; Use the available evaluation techniques tocalculate reliability indices and costs.
With this understanding of the system behaviour probability theory is then only seen as a tool to transform this understanding into the likely system future behaviour.
2. SELECTION OF EVALUATION TECHNIQUE AND SOFTWARE TOOLS
There are two main categories of evaluation techniques[5]: analytical (stateenumeration) and Monte Carlo simulation. The advantages and disadvantages of both methods are discussed in [1].Analytical technique was chosen by Transend because of its usefulness in comparing different development options for network development projects. This approach was presented also in the Electricity Supply Association of Australia Guidelines for Reliability Assessment Planning [6]. Consequently, decision was made to acquire SUBREL, and TRANSREL, substation reliability and transmission system reliability programs from General Reliability,USA.
2.1. SUBREL - SUBSTATION RELIABILITY
PROGRAMSUBREL is a computer program which calculates reliability indices for an electricity utility substation and generating station switchyard [7]. The methodology used to analyse impact of substation generated outages on overall system reliability performances has been described in [8]. The program models the following outage events, including all required subsequent automatic and manual switching operations:
1. Forced outage of any substation component:
bull; Breaker
bull; Transformer
bull; Bus Section
bull; Disconnector
2. Forced outage of an incoming line.
3. Forced outage overlapping a maintenance outage for substation equipment or an incoming line.
4. Stuck breaker (failure to open when needed to clear the fault).
SUBREL calculates the following load point indices:
bull; Frequency of Interruption (per year)
bull; Number of Circuits Interruptions (per year)
bull; Outage Duration (minutes per outage)
bull; Annual Total Outage Duration (minu
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谢菲尔德变电站220千伏升级工程的可靠性建模与分析
凯若琳·李·德森，网络有限公司，塔斯马尼亚。
美国加州圣地亚哥的Sudhir Agarwal博士。
文摘
本文介绍了在谢菲尔德220千伏变电站重建工程可靠性评估中，一个可防御概率过程的应用。谢菲尔德变电站是塔斯马尼亚北部和西北地区220千伏输电系统的集散地。它提供连接到西海岸和Mersey的水力发电站，并方便从这些电站向主要工业客户的乔治镇地区和零售和工业负荷，在北部和西北地区的塔斯马尼亚。因此，很重要的一点是，必须尽可能保护谢菲尔德变电站的完整性，并尽量减少计划外停机的后果，以防止可能的广泛系统干扰。结合加州圣地亚哥的通用可靠性，Transend采用SUBREL，变电站可靠性和TRANSREL，传输系统可靠性方案对Sheffield变电站的4个再开发方案进行可靠性评估。
1.介绍
Transend作为塔斯马尼亚的传输服务提供商和传输网络运营商，负责提供可靠的电力供应，并为传输网络提供高效的开发解决方案。Transend已经确定需要一个全面和更客观的过程，以证明其资本工程项目的发展项目。人们早就认识到，需要将客户的可靠性目标和经济学结合起来，以实现成本效益的开发解决方案。在[1]中提出了一个整体电力系统可靠性评估的层次结构框架。在过去几十年里，不同国家开发了不同的设计、规划和操作原则和技术，试图在可靠性指标和经济约束之间找到平衡。[2] 根据不同的可靠性标准，从他们的基本工程项目中，对项目进行论证。可靠性标准可以被视为满足电力生产、输电和配电系统的条件，以达到要求的目标。可靠性标准通常分为两类:已确定的可靠性数值目标水平(如未提供的预期能量水平)和性能测试标准(如系统必须承受的N-1, N-2事件)。目前在塔斯马尼亚正在进行一种将这两种分类组合成一组可靠性标准的尝试[3]。从第一类中使用可靠性标准是概率可靠性评估方法的核心。第二类是确定性可靠性评估方法。在[4]中挑战了确定性标准和安全标准对资本工程项目的正当性的有效性。相反，一个涉及客户决策和模拟现实系统操作和失败的方法是值得称赞的。在适当的可靠性评估中建议的基本步骤是基于对设备和系统行为的完全理解，包括:
bull;了解设备和系统的运行方式;
bull;确定设备故障的情况;
bull;了解失败的后果;
bull;将这些事件纳入可靠性模型;
bull;使用可用的评估技术来计算可靠性指标和成本。
随着对系统行为概率论的理解，人们只把这种理解看作是将这种理解转化为可能的系统未来行为的工具。
2．评估技术和软件工具的选择
评价技术有两大类[5]:分析性(stateenumeration)和蒙特卡罗模拟法。[1]讨论了这两种方法的优缺点。由于分析技术在比较不同的网络开发项目的开发选择上的实用性，因此选择了分析技术。该方法也在澳大利亚电力供应协会的可靠性评估规划指南[6]中提出。因此，从总体可靠性角度出发，对变电站可靠性和传动系统可靠性方案进行了研究。
2.1 SUBREL -变电站可靠性
PROGRAMSUBREL是一个计算机程序，它计算一个电力设施变电站和发电站[7]的可靠性指标。在[8]中描述了用于分析变电站对整个系统可靠性性能影响的方法。该程序为以下中断事件建模，包括所有需要的后续自动和手动切换操作:
1、任何变电站组件的强制停机:
bull;断路器
bull;变压器
bull;母线分段
bull;隔离开关
2、输入线的强制停机。
3、所示。被迫中断与变电站设备或进线的维修中断重叠。
4、所示。卡住的断路器(当需要清除故障时不能打开)。
SUBREL计算下列负载点指标:
bull;中断频率(每年)
bull;线路中断次数(每年)
bull;停机时间(每次停机时间)
bull;年度总停电持续时间(每年分钟)
bull;用户分钟中断CMI(每年)
bull;预期未提供能源(EUE) (kWh /年)
bull;预期停机成本(每年$)
SUBREL还计算了以下的变电站或总数。
系统指标:
bull;SAIFI，系统平均中断频率指数。
bull;SAIDI，系统平均中断时间指数。
bull;CAIDI，客户平均中断持续时间指数。
bull;ASAI，平均服务可用性指数。
bull;EUE，预计未提供能源(kWh /年)
bull;预期停机成本(每年$)
SUBREL生成了一个变电站的清单，可以通过TRANSREL进一步分析对整个系统可靠性性能的影响。
2.2 传输系统可靠性计划
TRANSREL使用偶发事件的应急枚举来评估电网的可靠性。它的设计目的是帮助电力系统规划人员对大容量电力系统进行可靠性评估。该过程包括指定意外事件(传输线路和站源中断)和执行负载流分析，以确定系统问题，如电路过载、低/高总线电压、总线分离或islanding。利用概率、频率和持续时间，计算了系统的不可靠性指标。后应变和后补救行动指数均可计算。如果没有采取任何补救措施来缓解一个问题，后应急指数可以提供对系统可靠性的悲观评估。如果补救措施如发电的重新调度、设施的切换、减轻负荷的措施减轻了系统的一些问题，事后补救行动的可靠性指标提供了更现实的衡量系统性能的指标。减少负荷的数量被用来作为应急严重程度或系统能力的指示器，以应对突发事件。利用偶发事件的概率，可以计算出在公共汽车上的负荷缩减作为可靠性指标。TRANSREL用于负载流程序，PTI PSS/E，以检查中断对系统性能的影响。识别故障对系统性能影响的故障类型是:传输电路过载——通过比较基于负载流解决方案的流量和用户选择的电路等级;母线电压的违例-通过检查母线电压对高电压和低电压的限制，或最大允许电压偏离基线情况;由于系统故障导致的负荷减少，负荷减少。
负载流的散度—通过将总线错误匹配在一个预定义的公差之上。TRANSREL使用一种应急枚举方法计算可靠性指标，该方法涉及对意外事件的选择和评估，根据指定的故障标准对每种偶然性的分类，以及可靠性指标的计算。可靠性指标包括频率、持续时间和严重程度(过载、电压违反、负载减少和能量缩减)。计算了系统和总线指标。
3所示，在塔斯马尼亚北部和西北地区。
谢菲尔德220千伏变电站的转播室是220千伏输电系统的集线器。如图1所示，它提供了从西海岸和Mersey Forth水力发电站到系统其余部分的连接。此外，它还为北方和西北地区的极光能源客户以及乔治城地区的主要工业客户提供服务。在冬季，从5月到9月，从谢菲尔德变电所提供的能源的总量可以达到系统其余部分的50%以上，如图2所示。因此，谢菲尔德变电站被认为是塔斯马尼亚电力系统的一个薄弱环节。从塔斯马尼亚西海岸到系统的其余部分，在从塔斯马尼亚岛向其他地方大规模转移的过程中，谢菲尔德变电站的总损失可能会导致塔斯马尼亚大系统的混乱。目前谢菲尔德变电站220 kV布局，谢菲尔德变电站的总损失可由单个元件故障引起。
3.1。开发选择分析
需要重新设计现有的变电站220千伏的布局已被确认很久以前。为详细的建模和分析选择了以下三个选项:
选项1:三重母线排列。
选项2:全部断路器和半双破碎机的安排。
选项3:部分断路器和半双破碎机装置。
这些选项与现有的220 kV母线设计相比(包括没有选择)。每一种选择的简要说明如下:
3.1.1 什么都不做的选择
“无任何选择”代表现有的220 kV母线安排在谢菲尔德变电站。现有的220 kV设菲尔德变电站自1967年在塔斯马尼亚北部和西北地区安装两辆自动变压器以来，已经发生了一些重大变化。变电站220千伏母线排列是双的，串接母线的安排与一个总线耦合器。在正常的系统配置中，主要的总线耦合器A752关闭，220 kV的旁路总线和第二总线耦合器S752不提供服务。这个选项的原理图如下所示。在谢菲尔德变电站连接的电路总数为12。断路器总数量为14(12 2总线耦合器)。谢菲尔德变电站是塔斯马尼亚西北地区的主要补给点。该地区的总负荷约为260兆瓦。巴士车架A752的故障将导致母线A和B的损失，从而导致在冬季的塔斯马尼亚州的供应损失超过50%，导致西北地区的停电。西海岸地区将与系统的其余部分保持同步，经验超过频率，将被降落。系统的其余部分将会经历。在频率和相当大的负荷下，必须防止完全停电。在谢菲尔德变电站的220千伏母线故障中，有两个供应西北地区的元件，即谢菲尔德- burnie 220 kV线和autotransformer T1，将会丢失。在冬季高负荷时，剩余的autotransformer T2将超载，并在过载条件下被绊倒。这将导致塔斯马尼亚西北地区全面停电。在220kv母线B故障的情况下，将会丢失两个供应乔治城的元素，即舍菲尔德-乔治镇，1号传输线和舍菲尔德-帕默斯顿传输线。在冬季的高负荷下，剩下的谢菲尔德-乔治城2号线将会因超载而被绊倒。
这将引起网络阻抗的显著变化，要求在乔治城的主要工业客户减少负载。因此，这将产生在法瑞尔和谢菲尔德的过度发电，这将使系统走向不稳定的运作，并在塔斯马尼亚北部和西北地区可能发生的停电事件中发生一连串的事件。
3.1.2。选择1-TRIPLE母线的选择
此选项的示意图如下所示，与“不做任何选择”相比，该选项建议使用备用S752断路器，并升级和激励“S”旁路公共汽车，以达到全尺寸。现有的12个电路将会分布在三个母线上。在此选项中只需要一个额外的220kv断路器。这个选项中断路器的总数是15。
3.1.3。选项2 -全部断路器和半双破碎机的安排。
这个选项的原理图如下所示。这个选项包括创建双破碎机和断路器和一半的安排。在Hydro Tasmania公司的Cethana电站和autotransformer T1之间，提出了断路器和半配置方案;还有柠檬百里香电站和自动变压器T2。这个选项中断路器的总数是19。
3.1.4。选项3 -部分断路器和半双破碎机的安排。
这个选项的原理图如下所示。与选项2比较的主要区别是，在Hydro Tasmania公司的Cethana电站和autotransformer T1之间没有断路器和一半的安排;还有柠檬百里香电站和自动变压器T2。断路器的建立和这些电路之间的一半的安排可能会导致对中间断路器的液压塔斯马尼亚的连接费用的增加，这需要讨论并同意这个客户。该选项中断路器的总数量为17。
3.2结果
在本研究中，将检查以下中断:
bull;n-1强制停机，包括输电线路和变压器。
bull;n-1维修重叠的n-1故障。
bull;断路器在故障后卡住状态。对于线路、变压器、公共汽车或断路器的故障，只有那些断路器会被认为是处于被卡住的状态，应该去清除故障。在这种情况下，备份保护将清除错误。除了上述故障外，还可以在程序中考虑和模拟更高的中断顺序，但是概率和频率。
他们的发生率很低。基于Transend中断数据，决定上面的设置应该捕获大部分可信的中断事件。下表给出了每个选项的事件数。这些事件由程序生成，以研究它们对变电站性能的影响。对于每个事件，程序计算概率、频率和持续时间。利用连通性模型，计算了负载点和总变电站的负荷和能量损失量。使用线性流方法检查负载是否可以在不违反任何组件的额定值的情况下提供。由SUBREL程序枚举和检查的中断事件的数量取决于一个站点中组件的数量和程序设置。如果将更多的组件添加到一个站点，它们对故障的暴露也会增加。要选择一个最优的设计，需要记住添加组件(断路器或母线)所提供的冗余和增加的曝光之间的平衡。从上面的表中可以看出，选项1、2和3的中断事件的数量要比现有的配置高，因为这些选项的建议配置中有更多的断路器和总线。在任何一种选择中，都没有导致该地区(包括在模型中的Burnie, Sheffield和George Town变电站)全部损失的事件。但是，每个选项中都有可能导致部分负载损失的事件。选项2是导致负载损失的事件最少的事件，而现有配置的事件数量最多，导致负载损失。
下面的表格给出了每个选项的SUBREL程序计算的可靠性指标。这些指标是用荷载概率密度函数(PDF)作为统一计算的。统一的PDF意味着全年的负载是相同的。应用程序计算了SAIFI、SAIDI、CAIDI、ASAI和EUE等广泛使用的可靠性指标。停机费用按预期计算。
未提供的能源(EUE)和应用于特定客户群体的损失值。莫纳什大学[9]对不同客户群体的损失价值进行了全面的分析。根据上面的表格，很明显。
选项1 -三重母线排列，具有最低的停电成本。基于SUBREL生成的变电站清单，利用TRANSREL程序对系统整体性能进行了预测。在9个模拟事件中，只遇到了option2的电压违规。解决方案不收敛的情况很少。对于这些突发事件，一个潜在的存在是系统将面临包括崩溃在内的主要问题。当然，系统的压力和它的响应将取决于在停机时出现的系统条件。选项1中有4个事件导致了能量流的不收敛。选择1的非收敛案例的概率为0.0026，这意味着存在一个潜在的存在，即系统可能每400年崩溃一次。这是一个很低的可能事件，在此期间系统可能会经历几个变化。还应当指出，在这一分析中没有包括补救行动。有了补救措施，操作者可以避免这种情况。
4所示 结论
基于概率的计划选择一个变电站配置的实现和应用为工程师提供了非常有用的信息来决定最佳选择。在Sheffield变电站研究中使用了SUBREL和TR
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