OPERATIONAL RELIABILITY ANALYSIS FOR SUSTAINABLE ENERGY SYSTEM PLANNING DEVELOPMENT:

An analysis of the state of modern EPS in industrialized countries has been conducted and established that ensuring operational reliability occurs under conditions of significant aging of the electrical equipment park and limited material resources for investment. The features of ensuring operationa...

Full description

Saved in:

Bibliographic Details
Date:	2024
Main Authors:	Bardyk , Ye., Bondarenko , O., Bolotnyi , M.
Format:	Article
Language:	Ukrainian
Published:	Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine 2024
Subjects:	operational reliability renewable energy sources electrical equipment model failure probability-statistical distribution electrical network frequency control.
Online Access:	https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/486
Tags:	Add Tag No Tags, Be the first to tag this record!
Journal Title:	Vidnovluvana energetika
Download file:

Institution

Vidnovluvana energetika

_version_	1871103825522196480
author	Bardyk , Ye. Bondarenko , O. Bolotnyi , M.
author_facet	Bardyk , Ye. Bondarenko , O. Bolotnyi , M.
author_institution_txt_mv	[ { "author": "Ye. Bardyk ", "institution": "National Technical University of Ukraine «Igor Sikorsky Kyiv Polytechnic Institute», Kyiv, Ukraine" }, { "author": "O. Bondarenko ", "institution": "National Technical University of Ukraine «Igor Sikorsky Kyiv Polytechnic Institute», Kyiv, Ukraine 3 Institute of Renewable " }, { "author": "M. Bolotnyi ", "institution": "National Technical University of Ukraine «Igor Sikorsky Kyiv Polytechnic Institute», Kyiv, Ukraine, Institute of Renewable Energy of the National Academy of Sciences of Ukraine, Kyiv, Ukraine" } ]
author_sort	Bardyk , Ye.
baseUrl_str	https://ve.org.ua/index.php/journal/oai
collection	OJS
datestamp_date	2026-07-18T06:32:20Z
description	An analysis of the state of modern EPS in industrialized countries has been conducted and established that ensuring operational reliability occurs under conditions of significant aging of the electrical equipment park and limited material resources for investment. The features of ensuring operational reliability of EPS for decentralized generation systems based on RES in Ukraine and the conditions of their application in the process of managing stationary and transient modes in EPS have been determined. It has been established that the decentralization of EPS management through the creation of Smart Grids of various configurations requires research on ensuring operational reliability when planning low-carbon development of the power sector. It has been shown that the most promising method for assessing the operational reliability of EPS when planning sustainable development, which includes both traditional and renewable energy generation facilities, is the use of probabilistic methods and the «n – 1» criterion. An algorithm for evaluating quantitative indicators of the risk of violation of normal mode in case of failures and planned decommissioning of electrical equipment of the EPS subsystem with RES is proposed.
doi_str_mv	10.36296/1819-8058.2024.4(79).46-58
first_indexed	2025-07-17T11:39:42Z
format	Article
fulltext	46 Відновлювана енергетика. №4/2024 \| Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ УДК 621.311 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2024.4(79)46-58 АНАЛІЗ РЕЖИМНОЇ НАДІЙНОСТІ ПРИ ПЛАНУВАННІ СТАЛОГО РОЗВИТКУ ЕНЕРГОСИСТЕМИ Отримано 21 жов. 2024 р.; рекомендовано до публікації 27 лист. 2024 р. Доступно онлайн 11 груд. 2024 р. Бардик Є. І.1, Бондаренко О. Л.2 , Болотний М. П.3 Автор для кореспонденції: Бондаренко Олександр, e-mail: bonduro@gmail.com Проведено аналіз стану сучасних ЕЕС промислово розвинених країн та встановлено, що забезпечення режимної надійно- сті відбувається в умовах значного старіння парку електро- обладнання, обмеженості матеріальних ресурсів для інвес- тиційних вкладень. Визначено особливості забезпечення режимної надійності ЕЕС для децентралізованих систем ге- нерації на основі ВДЕ України та умови їх застосування в процесі керування усталеними та перехідними режимами в ЕЕС. Встановлено, що децентралізація управління ЕЕС через створення розумних мереж різноманітної конфігурації потребує дослідження забезпечення режимної надійності при плануванні низьковуглецевого розвитку електроенергетики. Показано, що найперспективнішим методом для оці- нки режимної надійності ЕЕС при плануванні сталого розвитку ЕЕС, що містить об’єкти генерації тра- диційної і відновлюваної енергетики, є використання ймовірнісних методів та критерію «n – 1». Запро- поновано алгоритм оцінки кількісних показників ризику порушення нормального режиму при відмовах і плановому виведенні з експлуатації електрообладнання підсистеми ЕЕС з ВДЕ. Ключові слова: режимна надійність, відновлювані джерела енергії, електрообладнання, модель, від- мова, ймовірнісно-статистичне, розподільна електрична мережа, регулювання частоти. OPERATIONAL RELIABILITY ANALYSIS FOR SUSTAINABLE ENERGY SYSTEM PLANNING DEVELOPMENT Received Oct. 21, 2024; accepted Nov. 27, 2024 Available online Dec. 11, 2024 Bardyk Ye.1, Bondarenko O.2, Bolotnyi M.3 Author for correspondence: Bondarenko Oleksandr, e-mail: bonduro@gmail.com An analysis of the state of modern EPS in industrialized countries has been conducted and established that ensuring operational reliability occurs under conditions of significant aging of the electrical equipment park and limited material resources for in- vestment. The features of ensuring operational reliability of EPS for decentralized generation systems based on RES in Ukraine and the conditions of their application in the process of managing stationary and transient modes in EPS have been determined. It has been established that the decentralization of EPS management through the creation of Smart Grids of various configurations requires research on ensuring operational reliability when planning low- carbon development of the power sector. It has been shown that the most promising method for assessing the operational reliability of EPS when planning sustainable development, which includes both traditional and renew- able energy generation facilities, is the use of probabilistic methods and the «n – 1» criterion. An algorithm for 1 канд. техн. наук, доцент http://orcid.org/0000-0002-5776-1500 2 д-р філософії, асистент http://orcid.org/0000-0001-9444-8428 3 канд. техн. наук, доцент http://orcid.org/0000-0002-7366-2430 1, 2, 3 Національний технічний університет України «Київський політехнічний інститут імені Ігоря Сікорського», м. Київ, Україна 3 Інститут відновлюваної енергетики НАН України, м. Київ, Україна 1 Cand. of Tech. Science (PhD), Assoc. Prof. http://orcid.org/0000-0002-5776-1500 2 PhD, Assist. http://orcid.org/0000-0001-9444-8428 3 Cand. of Tech. Science (PhD), Assoc. Prof. http://orcid.org/0000-0002-7366-2430 1, 2, 3 National Technical University of Ukraine «Igor Sikorsky Kyiv Polytechnic Institute», Kyiv, Ukraine 3 Institute of Renewable Energy of the National Academy of Sciences of Ukraine, Kyiv, Ukraine 47 Відновлювана енергетика. №4/2024 \| Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ evaluating quantitative indicators of the risk of violation of normal mode in case of failures and planned decom- missioning of electrical equipment of the EPS subsystem with RES is proposed. Keywords: operational reliability, renewable energy sources, electrical equipment, model, failure, probability-sta- tistical, distribution electrical network, frequency control. Перелік використаних скорочень та позначень: АЕС – атомна електростанція АРЗ – автоматичний регулятор збудження АРЧО – автоматичний регулятор частоти обертання ВДЕ – відновлювані джерела енергії ВП – власні потреби ГАЕС – гідроакумулювальна електростанція ГЕС – гідроелектростанція ЕЕС – електроенергетична система ЕО – електрообладнання ЛЕП – лінія електропередачі ПАА – протиаварійна автоматика РЗА – релейний захист та автоматика РПН – регулювання під навантаженням ТЕС – теплова електростанція ТЕЦ – теплоелектроцентраль ТОіР – технічне обслуговування і ремонт Вступ. Сучасна енергетика в промислово розвинених країнах характеризується кількома ключовими тенден- ціями [1–6]: стрімким старінням ЕО електростанцій і електричних мереж; зростанням навантажень та/або генерації; підвищенням екологічних вимог до об’єктів електроенергетики; високою щільністю електричних мереж різних класів напруги; об’єднанням електричних мереж в єдині національні ЕЕС; впровадженням ринко- вих відносин і лібералізацією в електроенергетиці; пра- гненням використовувати найдешевші джерела елект- роенергії; збільшенням використання ВДЕ; великими системними аваріями. Під час переходу до ринкових відносин в електроенер- гетиці виявилось, що механізми конкуренції знижують мотивацію у введені додаткових для підтримання на- дійності резервних потужностей, значно ускладняється технологічне управління внаслідок протиріч між суб’єктами управління через конкуренцію, намагання енергокомпаній максимально використовувати наяв- ний ресурс ЕО та недостатні інвестиції в модернізацію зношеного ЕО [4, 5]. Процеси лібералізації привели до зростання міжрегіо- нальної гуртової торгівлі електроенергією між сусідніми енергокомпаніями та учасниками ринку [5]. Тенденції до лібералізації та необхідності збільшення передачі електроенергії, внаслідок зростання навантаження або розширення генерації, змусили сучасні енергокомпанії експлуатувати електричні мережі в критичних режимах, близьких до допустимих меж за надійністю [4]. Проник- нення ВДЕ в енергетичну галузь призвело до зростання залежності від мінливого (дискретного) характеру від- новлюваної генерації [6, 7]. Також зниження рівня підготовки та кваліфікації служб оперативного персоналу, неналежного контролю у цьому напрямку з боку керівництва енергокомпаній при- зводить до зростання помилкових дій до 40 % [9, 10]. Наростання рівня зношеного ЕО та відсутність можливо- сті його відновлення вводить сучасні ЕЕС в зону підви- щеного ризику, технологічних відмов та аварій не лише ЕО, а й систем автоматичного регулювання, пристроїв РЗА та ПАА. Внаслідок повномасштабного вторгнення та ракетних атак в Україні зруйновано майже 25 % енерго- блоків ТЕЦ і ТЕС [10]. На кінець 2021 року 12 енергоблоків АЕС в Україні відп- рацювали свій 30-річний ресурс [11]. Статистичні дані, які наведені в [12] показують, що найбільша частка у не- довідпуску електроенергії на АЕС України через відмову ЕО припадає на турбогенератори, і цей недовідпуск по- стійно зростає. Великі ГЕС і ГАЕС ПАТ «Укргідроенерго» збудовані в 1960– 1970-х роках. Термін експлуатації понад 60 % гідрогене- раторів ГЕС перевищив 30 років [13]. Надійність роботи ТЕС та безпека АЕС значною мірою залежать від надійно- сті системи електропостачання ВП [14, 15]. Понад 60 % асинхронних електродвигунів системи електропоста- чання ВП (у деяких енергетичних компаніях їхня частка становить 80–90 %), експлуатуються понад 20 років. Найзначніший рівень пошкоджуваності спостерігається на пиловугільних блоках через зростання числа пусків, які спричинені розущільненням графіків навантаження, використанням блоків ТЕС у режимах регулювання та частих зупинок на ніч [16]. Кількість аварійних обме- жень потужності й відключень великих енергоблоків становить у середньому приблизно 150 випадків на рік [17]. Кількість повних скидань навантаження відбува- ється в середньому близько 70 разів на рік, з них приб- лизно третина – з утратою ВП електростанції [17]. У 2012 році на об’єктах ДП НЕК «Укренерго» зафіксо- вано 102 технологічні порушення, включно з 11 відмо- вами І категорії та 91 відмовою ІІ категорії. Недовідпуск електроенергії становив 156,86 МВт∙год. У 2016 році було зафіксовано 84 технологічних порушення, вклю- чно з 14 відмовами І категорії та 70 відмовами ІІ кате- горії, з недовідпуском електроенергії в 148,48 МВт∙год. У 2017 році було зафіксовано 112 технологічних пору- шень, включно з 13 відмовами І категорії та 99 відмо- вами ІІ категорії, з недовідпуском електроенергії в 614,14 МВт∙год [18–20]. Розподіл пошкоджуваності ЕО має такі значення: 58 % – ЛЕП; 14 % – РЗА та ПАА; 13 % – обхідні системи шин, об- межувачі перенапруг нелінійні, високочастотні загород- 48 Відновлювана енергетика. №4/2024 \| Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ жувачі; 7 % – високовольтні вимикачі, 4 % – силові тран- сформатори, автотрансформатори та шунтувальні реак- тори; 3 % – вимірювальні трансформатори; 1 % – роз’єд- нувачі [18–20]. На рис. 1 представлено розподіл технологічних пору- шень в електроенергетиці України в 2012, 2016 та 2017 роках (відповідно до класифікаційних ознак організа- ційних причин). а б в Рис. 1. Розподіл технологічних порушень відповідно до класифікаційних ознак організаційних причин в електро- енергетиці: a – у 2012 р.; б – у 2016 р.; в – у 2017 р. Fig. 1. Distribution of technological disruptions according to the classification features of organizational causes in the electric power industry: a – in 2012; b – in 2016; c – in 2017 _____________________________________________ Класифікаційні ознаки: 1 – помилкові дії оперативного персоналу; 2 – помилкові дії керівного персоналу; 3 – помилкові дії персоналу служб, лабораторій, цехів, відділів; 4 – хибні дії ремонтного персоналу; 5 – незадовільне технічне обслуговування; 6 – незадовільна якість нормативної документації; 7 – дефекти проєктів; 8 – дефекти конструкції; – дефекти виготовлення; 10 – дефекти монтажу та налагодження; 11 – дефекти ремонту; 12 – дефекти будівництва; 13 – стихійні явища; 14 – вплив сторонніх осіб та організацій Проведений аналіз аварійності ЕО в сучасних ЕЕС пока- зав, що сьогодні ймовірність виникнення аварійних ре- жимів, які виникають внаслідок відмов силового і кому- таційного обладнання, що супроводжуються порушенням електропостачання споживачів та втратою технологічної стійкості промислових об’єктів, повністю не виключена. Енергетичним компаніям під час прий- няття обґрунтованих рішень щодо стратегії ТОіР парку необхідно враховувати ризик виникнення аварійної си- туації в ЕЕС в разі відмов, планового або аварійного ви- ведення з роботи ЕО [21, 22]. Забезпечуючи реалізацію задекларованого Україною енергетичного переходу з використанням принципів промислової революції 4.0, системи генерації на основі ВДЕ, хоча й мають ще досить високу вартість, дедалі бі- льше застосовуються в процесі керування усталеними й перехідними режимами в електроенергетичних систе- мах [23]. Зазначені позитивні тенденції розвитку таких систем спонукають до дослідження їх режимів роботи та опра- цювання технічних вимог для забезпечення подальшої успішної інтеграції цих систем на різних рівнях [11, 23]. На рис. 2 наведено структурну схему планування ста- лого розвитку інтегрованих ЕЕС. Постановка завдання. Метою роботи є поглиблений аналіз умов функціонування сучасних ЕЕС та проблеми забезпечення режимної надійності підсистем з джере- лами традиційної й відновлюваної енергетики, визна- чення особливостей забезпечення режимної надійності ЕЕС для децентралізованих систем генерації на основі ВДЕ України відповідно до чинних вимог [24–29], обґру- нтування і вибір методів для оцінки режимної надійно- сті ЕЕС в умовах невизначеності вихідної інформації під час планування сталого розвитку енергосистеми, що мі- стить об’єкти генерації традиційної та відновлюваної енергетики. Виклад основного матеріалу Загальна характеристика задачі аналізу режимної на- дійності при плануванні сталого розвитку ЕЕС. У загаль- ному сенсі системна надійність ЕЕС визначається її здат- ністю стабільно забезпечувати електропостачання споживачів із задовільною якістю та безперервністю. Оскільки надійне функціонування ЕЕС є важливою пере- думовою сучасної економіки, енергокомпанії роблять значні інвестиції в ключові сектори ЕЕС для забезпе- чення потреб своїх клієнтів, зберігаючи при цьому при- йнятний рівень надійності. Через відмови ЕО ЕЕС, на- самперед внаслідок того, що в експлуатації перебуває значна частка зношеного ЕО, жодна ЕЕС не може бути абсолютно надійною [7, 30]. Висока гарантія безперервності електропостачання ви- магає належного проєктування, експлуатації та техніч- ного обслуговування, орієнтованого на надійність, що зрештою сприяє збільшенню інвестицій в ЕЕС. Підви- щення надійності ЕЕС зазвичай досягається за допомо- гою збільшення інвестицій. Однак у якийсь момент 49 Відновлювана енергетика. №4/2024 \| Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ додаткові інвестиції в інфраструктуру ЕЕС не приводять до виправданого підвищення надійності [7, 31]. Отже, оцінка системної надійності ЕЕС є важливою під час прийняття оптимальних інвестиційних рішень з ме- тою досягнення прийнятного рівня надійності електро- постачання споживачів. Проте системну надійність ЕЕС можна розділити на балансову та режимну надійність. Відповідно до [1, 32–34] режимна надійність характери- зує здатність ЕЕС зберігати задані / допустимі режими функціонування при зміні умов та раптових збуреннях, як-от короткі замикання та незаплановані відключення (відмови) елементів, не допускаючи при цьому каскад- ного розвитку аварії. Забезпечення режимної надійності ЕЕС з електростанціями різних типів є однією з найваж- ливіших задач системної надійності. Рис. 2. Структурна схема планування сталого розвитку інтегрованих ЕЕС Fig. 2. Structural diagram of planning the sustainable development of integrated EPS В свою чергу режимну надійність можна розглядати у двох аспектах (табл. 1). По-перше, оперативна оцінка режимної надійності для короткочасного післяаварійного стану ЕЕС, що полягає в оцінці наслідків збурень при аналізі статичної та динамічної стійкості з урахуванням роботи пристроїв РЗА, протиаварійної автоматики та регуляторів генерато- рів АРЗ, АРЧО, джерел реактивної потужності, РПН силових трансформаторів. По-друге, аналіз режимної надійності в аспекті тривалого післяаварійного стану ЕЕС полягає в оцінці наслідків збурень в ЕЕС з урахуванням реалізації ре- жимних заходів протягом 20 хв., 40 хв. Зміна потужності ге- нераторів здійснюється засобами первинного, вторинного та оперативного регулювання в обсязі первинного та вто- ринного резерву. Таблиця 1. Забезпечення режимної надійності на різних інтервалах планування розвитку ЕЕС Table 1. Ensuring operational reliability at various planning intervals for the development of EPS Інтервал планування розвитку ЕЕС Аспект забезпечення надійності Вплив на планування розвитку ЕЕС Середньострокове планування (1–10 років) Режимна надійність тривалого післяаварійного стану ЕЕС Планування електромережевого будівництва (ЛЕП, джерело реактивної потужності) Оперативна режимна надійність Заходи щодо розвитку протиаварійного керування, та в окремих випадках щодо електромережевого будівництва (видача потужності АЕС, деяких ТЕС та електропостачання відповідальних споживачів) 50 Відновлювана енергетика. №4/2024 \| Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ Інтервал планування розвитку ЕЕС Аспект забезпечення надійності Вплив на планування розвитку ЕЕС Короткострокове планування (до 1 року) Режимна надійність тривалого післяаварійного стану ЕЕС Планування ремонтної компанії електричних мереж та генерації Оперативна режимна надійність Налаштування уставок РЗА, протиаварійної та режимної автоматики Оперативне планування Режимна надійність тривалого післяаварійного стану ЕЕС Дозвіл (заборона) суміщених ремонтів, реалізація режимних заходів Оперативна режимна надійність Реалізація режимних заходів Робота джерел ВДЕ у складі ЕЕС характеризується ймо- вірнісним та дискретним характером генерації електри- чної енергії. Протягом доби спостерігаються часті та швидкі зміни в обсязі генерованої потужності в певному діапазоні, що може впливати на ефективність функціо- нування електричної мережі, а також погіршити якість електроенергії та послуг з електропостачання спожива- чам. Проблема зміни величини генерованої потужності стає особливо помітною під час несприятливих погод- них умов [35, 36]. Потужність більшості об’єктів ВДЕ, які зводяться в Укра- їні, зазвичай не перевищує 50 МВт, тому вони підключа- ються до розподільних мереж на напрузі від 0,4 до 35 (110) кВ. Інтеграція значних обсягів об’єктів ВДЕ в ЕЕС вимагає до- даткових резервних потужностей для компенсації змін у структурі генерувальних потужностей та генерації ВДЕ. Невизначеність у генерації ВДЕ може призвести до не- оптимального складу генерувальних одиниць. При рап- товій зміні робочої потужності ВДЕ, наприклад під час несприятливих погодних умов, електростанції, що пра- цюють, повинні мати достатній резерв для оператив- ного реагування на такі зміни. Навіть при високій точно- сті прогнозування потужності об’єктів ВДЕ вплив може бути суттєвим. Для забезпечення надійного електропо- стачання споживачів у таких умовах ЕЕС повинна бути досить гнучкою. Крім того, деякі джерела ВДЕ майже завжди генерують потужність, що є нижчою за встанов- лену [37]. Для забезпечення процесу первинного регулювання ча- стоти необхідно дотримуватись статизму, який дорів- нює 4-5 %. Верхня межа зони нечутливості первинного регулювання має перевищувати 50,1 Гц. У разі стрибко- подібного переходу частоти за верхню межу зони нечу- тливості первинного регулювання зниження активної потужності ВДЕ на величину необхідної первинної поту- жності має забезпечуватись через 10 с. Водночас зміна активної потужності при первинному регулюванні по- винна відбуватися за час не більше 5 с і мати аперіодич- ний характер. Після зниження квазіусталеного значення частоти нижче 50,1 Гц має відбуватися відновлення по- тужності [38]. Напруга в електричній мережі змінюється залежно від навантаження та вироблення електроенергії в певний момент часу, вказівок диспетчера стосовно зміни ре- жиму, аварійних ситуацій в ЕЕС (відключення генерато- рів, трансформаторів, ЛЕП). Відповідно до [39] при ро- боті зі зниженою напругою або виникненні тенденції щодо її зниження, вживаються заходи щодо обмеження передачі потужності по ЛЕП і енергоспоживання у вуз- лах зі зниженою напругою. А втім, в умовах каскадного розвитку аварійного процесу внаслідок відмов ЕО в по- тужній енергосистемі з виділенням підсистеми ЕЕС з ге- нерувальними джерелами відновлюваної та традицій- ної енергетики на незбалансоване навантаження з порушенням допустимих меж по напрузі та вимушеним зменшенням потужності ВДЕ важливим є забезпечення надійного електропостачання споживачів електроенер- гією в таких режимах. Отже, збільшення частки ВДЕ в структурі генерувальних потужностей сучасних ЕЕС пот- ребує врахування їх статичних і динамічних характерис- тик у забезпеченні режиму енергосистеми. Методи аналізу режимної надійності підсистем ЕЕС. У режимній надійності ЕЕС можна виділити підвиди. До підвидів зазвичай відносять статичну і динамічну режи- мну надійність ЕЕС [40]. Оцінка статичної режимної ЕЕС надійності передбачає розрахунок послідовності уста- лених режимів при моделюванні аварійних ситуацій та характеризує післяаварійні режими за критерієм «n – k», де n – загальна кількість елементів ЕЕС, а k – кі- лькість елементів ЕЕС, що раптово відключились. Осно- вою для оцінки динамічної режимної надійності ЕЕС є математичні моделі динаміки ЕЕС при раптових відклю- ченнях елементів ЕЕС з можливим розвитком аварії, що реалізуються в межах різних методів повного та набли- женого моделювання. Зазвичай в динамічній режимній надійності виділяють свої підвиди – надійність парале- льної роботи та живучість. Перша визначається стійкістю ЕЕС, друга – здатністю не допускати каскадного розвитку аварії з масовим пору- шенням електропостачання споживачів і відновлюван- ням нормального режиму роботи [41, 42]. Критерії оцінки режимної надійності можна розділити на детерміністичні та ймовірнісні. Перші дають змогу визна- 51 Відновлювана енергетика. №4/2024 \| Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ чити поточний рівень режимної надійності за заданими умовами, тоді як ймовірнісний підхід дозволяє якісно (кі- лькісно) оцінити рівень режимної надійності [2]. Аналіз практики реалізації задач перспективного розви- тку ЕЕС в Україні та світі виявив, що основним принци- пом для забезпечення режимної надійності є таке проє- ктування, щоб аварійні ситуації, пов’язані з втратою елементів ЕЕС, не призводили до порушень якісного електропостачання споживачів, нормальної роботи еле- ктростанцій та забезпечення зменшення викидів. Якісне електропостачання передбачає відсутність обме- жень у споживанні електроенергії, перевантажень ЕО ЕЕС, а також відхилень напруги й частоти, що можуть бути небезпечними для ЕО операторів систем генерації, передачі, розподілу та споживачів. Цей підхід базується на принципі надлишковості та відомий як критерій «n – 1» [2]. Хоча існує можливість побудови енергосистеми за кри- терієм «n – k», але цей принцип реалізується рідко че- рез додаткові інвестиції в інфраструктуру ЕЕС, які не сприяють виправданому підвищенню рівня режимної надійності [29, 30]. Традиційно загальноприйнятим критерієм режимної надійності є критерій «n – 1», а в ряді випадків і «n – k», що відповідає перебуванню ЕЕС у межах допустимих значень режимних параметрів при відмові одного еле- мента ЕЕС та врахуванню можливості розвитку аварій внаслідок перевантажень елементів, неприпустимого зниження напруг, роботи пристроїв РЗА та ПАА. Як еле- менти, що відмовляють відповідно до критерію «n – 1», розглядають всі елементи ЕЕС: ЛЕП, трансформатори, джерела генерації. При цьому ймовірність відмови еле- мента може враховуватися або не враховуватися [41, 42]. Визначення режимної надійності ЕЕС у традиційному пі- дході базується на аналізі заданих аварійних ситуацій за критерієм «n – 1» та спрямоване на забезпечення надій- ної роботи ЕЕС завдяки аналізу наслідків утрати одного елемента ЕЕС. Важливим аспектом при аналізі режимної надійності є моделювання спрацьовування пристроїв релейного за- хисту і ПАА. Втім, поки немає усталеного ставлення до цього питання [42]. Дехто вважає принциповим, щоб при нормативному збуренні не працювала ПАА, що діє на зміну (відключення) потужності споживачів і/або ге- нераторів електростанцій, а дехто – що ПАА є одним із засобів забезпечення дотримання цього критерію. Зві- сно, що другий підхід правильніший, тому що ПАА є од- нією з підсистем ЕЕС і фактично завжди присутня при ви- никненні збурень в ЕЕС. Очевидно, що неврахування ПАА під час аналізу режим- ної надійності призведе до більш песимістичних резуль- татів, як з погляду стійкості, так і порушення технологіч- них обмежень по напрузі, струмам, перетокам потужності, частоті. Водночас неправильна робота ПАА або її відмова теж можуть бути враховані в алгоритмах аналізу режимної надійності. На думку авторів [42], застосування ПАА не заважає тому, що критерій «n – 1» виконується, оскільки дозво- ляє забезпечити його виконання з меншими витратами. Відключення навантаження і/або джерел генерації при цьому узгоджено з відповідними суб’єктами та прово- диться тільки у виключених визначених умовах і тільки на термін вторинного регулювання. Крім того, відклю- чення навантаження можливе не тільки для первинного регулювання режиму дією ПАА, а може застосовуватись і для вторинного регулювання. З огляду на це задача критерію «n – 1» полягає не тільки у визначенні засобів регулювання, а й у тому, щоб забезпечувалось функціо- нування енергосистеми в разі найвірогідніших відмов її елементів, а витрати можливо оптимізувати [43]. Таким чином, визначення надійності енергосистем, у межах традиційних уявлень, полягає в тому, щоб пере- вірити виконання критерію «n – 1» при заданому ре- жимі ЕЕС. Виходячи із зазначеного в [43] робиться ви- сновок, що виконання критерію «n – 1» означає короткочасне планування і підтримання такого електро- енергетичного режиму n, який у разі виникнення нор- мативного аварійного збурення забезпечує збереження стійкості з відхиленням режимних параметрів не більше гранично допустимих, а також можливість відновлення протягом 15–20 хв нормальних значень параметрів і го- товності протидіяти нормативним збуренням. Такий підхід до оцінки надійності підсистем ЕЕС є дете- рміністичним, оскільки він враховує тільки регламенто- ваний набір ситуацій і не враховує ймовірність їх появи для підсистем ЕЕС, що розглядається. Він характеризує ймовірність опосередковано, за ознаками відповідності нормативним вимогам і не дає кількісної характерис- тики надійності енергосистеми. Ці обставини сприяють розвитку ймовірнісних методів оцінки режимної надій- ності [44], оскільки детермінований критерій «n – 1» не є досконалим. Існує тісний зв’язок між поняттями «режимна надій- ність» та «ризик» у контексті енергетичних систем. Ви- щий ризик відповідає більш низькій режимній надійно- сті, й навпаки. Ймовірнісна поведінка ЕЕС, яка характеризується випадковістю відмов елементів, неви- значеністю у прогнозуванні навантаження, волатильні- стю ринку електроенергії, інтеграцією ВДЕ, сприяє під- вищенню ризику. Використання інформаційних та комунікаційних техно- логій у розумних мережах, ще більше ускладнює роботу ЕЕС [45]. Наслідки раптових відмов елементів ЕЕС варі- юються від локальних перебоїв у електропостачанні до системних аварій з утратою значної частки джерел гене- рації та споживачів. Економічні наслідки цих відмов не обмежуються зменшенням (втратою) прибутку енерго- компаній або підприємств-споживачів, але включають непрямі наслідки, які накладаються на населення та до- вкілля [46]. 52 Відновлювана енергетика. №4/2024 \| Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ На сьогодні управління режимами ЕЕС на шляху пере- ходу до концепції сталого розвитку енергетики стало складним завданням та важливим обов’язком енергоко- мпаній для забезпечення сценаріїв зменшення викидів. Останнім часом для ефективного управління режимами ЕЕС у промислово розвинених країнах широко застосо- вується стратегія «ризик-менеджменту». Ця стратегія дозволяє проводити комплексний аналіз причинно-на- слідкових зв’язків між технічним станом обладнання та аварійними режимами, а також отримувати інтеграль- ний показник функціонування ЕЕС [47]. Наразі немає універсального загальноприйнятого визна- чення поняття ризик. Загалом, загальний інтегральний ризик аварійної ситуації в ЕЕС, яка містить k елементів, ви- значається як сума добутків двох параметрів, а саме ймо- вірності відмови та підсумкових наслідків відмови (сер- йозності відмови) конкретного елемента [9, 47]: 1 k i i i R p S = =  , де pi – ймовірність відмови і-го елемента; Si – сумарні наслідки (серйозність наслідків) через відмову і-го еле- мента. На сьогодні дослідження в Україні у сфері «ризик-мене- джменту» відстають від закордонних [9]. Ризик зазви- чай розглядається як комбінація ймовірності події та її наслідків, існують загальні положення для аналізу ризи- ків виробничих об’єктів [48], а технічний ризик визна- чено як основний кількісний показник ризику аварій. Відповідно до [49] технічний ризик визначається як ймо- вірність відмови технічних пристроїв з наслідками пев- ного рівня за повний період функціонування об’єкта. В Україні для оцінки ризику використовують такі підходи, як ймовірність виникнення події та добуток ймовірності настання події та її наслідків [50]. Основні компоненти ризику – це відмови ЕО, КЗ на ЛЕП і режим роботи ЕЕС на момент відмови. Оцінка режимної надійності ЕЕС ймовірнісно-статисти- чним моделюванням. Аналіз виконаних досліджень показує, що наразі є істотні результати у сфері оцінки ре- жимної надійності ЕЕС і обґрунтування заходів щодо її підвищення. Виявлено, що наявні напрацювання недо- статньо враховують специфічні властивості сучасних ЕЕС, які обумовлені наявністю нових елементів і нових процедур реалізації схемно-режимних заходів, а також значним рівнем зношення силового й комутаційного ЕО ЕЕС [51]. На цей час найперспективнішим для оцінки режимної надійності ЕЕС є використання ймовірнісних методів. на основі яких проводяться розрахунки для оцінки режим- ної надійності ЕЕС в разі аварійних відключень елемен- тів ЕЕС. Цей підхід передбачає застосування ймовірнісно-стати- стичних методів для оцінки режимної надійності ЕЕС, які використовують статистичні оцінки для визначення показників надійності елементів ЕЕС, а математична мо- дель ЕЕС ґрунтується на теорії випадкових процесів. Оці- нка режимної надійності ЕЕС здійснюється за допомо- гою аналітичних та статистичних методів. Під час аналізу аналітичним методом розглядається простір випадкових станів ЕЕС з урахуванням складу ЕО, які перебувають в експлуатації. Визначаються стани, при яких аварійне відключення елемента, збіг декількох від- ключень, призводить до порушення режимної надійно- сті або її відмови. Отримують кількісні показники режи- мної надійності, як-от невідпущена електроенергія, обмеження потужності навантаження та ймовірність ві- дмови ЕЕС. Виділення розрахункових подій може бути детально проведено для підсистем ЕЕС з невеликою кількістю елементів. У випадку простих радіальних схем електри- чних мереж можливо визначити ймовірнісні характери- стики надійності методами ймовірнісного еквіваленту- вання. Однак для складних систем, як-от ЕЕС з багатьма елементами, важко їх звести до послідовно – паралель- ного (паралельно – послідовного) з’єднання без прий- няття низки припущень [52, 53]. Аналітичні методи використовують моделі відмов або відновлення на основі Марківських випадкових проце- сів, при цьому припускається, що подія відмови не має наслідків для ЕЕС. Це може впливати на точність резуль- татів, оскільки ця властивість характерна для відносно надійних ЕЕС, які пройшли період припрацювання і не вичерпали свій ресурс. У разі використання моделей відмов елементів ЕЕС, які враховують фактор нестаціонарності, аналітичний ме- тод стає неефективним. Статистичне моделювання на- томість дає можливість повно враховувати особливості функціонування складних ЕЕС (багатоелементність, складна топологія та значний рівень зношення ЕО) під час розрахунків для оцінки ризику. При розрахунку ЕЕС цим методом результати є випадко- вими реалізаціями. Цей метод передбачає багатора- зове відтворення випадкового процесу з подальшим обробленням одержаних даних для знаходження об’єктивних і стійких характеристик. Результати є випа- дковими реалізаціями, і показник надійності ЕЕС оціню- ється статистично за її математичним очікуванням після серії випробувань, що характерно для методу Монте- Карло. У методі статистичного моделювання для оцінки надій- ності підсистем ЕЕС використовується імітація випадко- вого процесу зміни стану електричної мережі протягом розрахункового інтервалу часу (зазвичай рік). Для кож- ного стану ЕЕС, пов’язаного з відмовою її елемента, пе- ревіряється можливість нормального функціонування, з розрахуванням відповідного післяаварійного режиму та здійсненням оптимального обмеження навантаження. Структура алгоритму визначення ризику порушення но- рмального режиму в підсистемі ЕЕС при відмовах ЕО на- ведена на рис. 3. 53 Відновлювана енергетика. №4/2024 \| Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ Рис. 3. Структура алгоритму визначення ризику порушення нормального режиму в підсистемі ЕЕС при відмовах ЕО Fig. 3. The structure of the algorithm for determining the risk of disruption of the normal mode in the EPS subsystem during electrical equipment failures До переваг цього методу відносять здатність повністю враховувати особливості функціонування складних ЕЕС, зокрема із залежними відмовами та різними законами розподілу часу до відмови або відновлення. Однак він має свої недоліки, як-от частковий характер результатів, залежність точності та числа випробувань від ступеня надійності елементів мережі, що особливо важливо при аналізі високонадійної електричної мережі. Аналіз методів та математичних моделей оцінки режим- ної надійності ЕЕС на основі визначення показників ри- зику ймовірнісно-статистичного моделювання показав важливість забезпечення високого рівня достовірності визначення показників ризику. Найбільший вплив на до- стовірність визначення кількісних оцінок режимної надій- ності мають показники надійності окремих елементів ЕЕС, зокрема ймовірності їх відмови, які визначаються з математичних моделей відмов на основі статистичних даних та результатів оцінки технічного стану ЕО [9]. Висновки. Проведено аналіз умов функціонування ЕО сучасних ЕЕС України з електростанціями різних типів. Наразі існує високий ризик виникнення аварійних режи- мів в ЕЕС під час відмов силового й комутаційного обла- днання внаслідок значного спрацьованого ресурсу та терористичних атак, які супроводжуються каскадним розвитком з порушенням електропостачання спожива- чів та втратою технологічної стійкості промислових об’єктів. Збільшення частки ВДЕ в структурі генеруваль- них потужностей сучасних ЕЕС потребує врахування їх статичних і динамічних характеристик у забезпеченні режиму енергосистеми. Обґрунтовано доцільність застосування для оцінки режимної надійності ЕЕС пока- зника ризику, що дає можливість отримати інтеграль- ний показник функціонування ЕЕС на всій множині ава- рійних ситуацій внаслідок відмов ЕО. Запропоновано структуру алгоритму оцінки ризику порушення норма- льного режиму в підсистемі ЕЕС при відмовах ЕО. Обґру- нтовано необхідність розробки нових і удосконалення існуючих моделей в режимах Online та Offline монітори- нгу об’єкта та моделювання підсистем ЕЕС для оцінки режимної надійності під час планування сталого розви- тку в умовах невизначеності вихідної інформації. ПОСИЛАННЯ 1. Бардик Є. І., Болотний М. П., Бондаренко О. Л. Визна- чення ризику порушення нормального режиму енерго- системи при плановому і аварійному виведенні з екс- плуатації електрообладнання. Вісник ВПІ. 2021. № 2. С. 54–62. URL: https://doi.org/10.31649/1997-9266- 2021-155-2-54-62. 2. Бардик Є. І., Бондаренко О. Л. Оцінка режимної надій- ності електроенергетичної системи на основі визна- чення індексу ризику при відмовах вузлів наванта- ження з відповідальними споживачами. Технічні науки та технології: науковий журнал. 2019. № 2(16). С. 105– 117. URL: https://doi.org/10.25140/2411-5363-2019- 2(16)-105-117. 3. Kuchanskyy V. V., Malakhatka D. O., Blinov I. Efficiency In- crease of Open Phase Modes in Bulk Electrical Net- works. Studies in Systems, Decision and Control. Cham, 2021. P. 31–48. URL: https://doi.org/10.1007/978-3- 030-69189-9_2. https://doi.org/10.31649/1997-9266-2021-155-2-54-62 https://doi.org/10.31649/1997-9266-2021-155-2-54-62 https://doi.org/10.25140/2411-5363-2019-2(16)-105-117 https://doi.org/10.25140/2411-5363-2019-2(16)-105-117 https://doi.org/10.1007/978-3-030-69189-9_2 https://doi.org/10.1007/978-3-030-69189-9_2 54 Відновлювана енергетика. №4/2024 \| Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ 4. Shao W., Vittal V. Corrective Switching Algorithm for Re- lieving Overloads and Voltage Violations. IEEE Transactions on Power Systems. 2005. Vol. 20, no. 4. P. 1877–1885. URL: https://doi.org/10.1109/tpwrs.2005.857931. 5. Development of an intelligent system for preventing large- scale emergencies in power systems / M. Negnevitsky et al. 2013 IEEE Power & Energy Society General Meeting, Vancouver, BC, 21–25 July 2013. 2013. URL: https://doi.org/10.1109/pesmg.2013.6672099. 6. Kosterev M. V., Bardyk E. I., Litvinov V. V. Preventive Risk- Management of Power System for Its Reliability Increasing. WSEAS TRANSACTIONS on POWER SYSTEMS. 2014. Vol. 10. P. 251–258. 7. Risk Assessment of Power Systems / ed. by W. Li. Hobo- ken, NJ, USA : John Wiley & Sons, Inc., 2014. URL: https://doi.org/10.1002/9781118849972. 8. Кузнєцов М. П. Особливості комбінованих енергосис- тем з відновлюваними джерелами енергії: монографія. Київ: ІВЕ, 2022. 142 с. 9. Костерєв М. В., Бардик Є. І. Питання побудови нечітких моделей оцінки технічного стану об’єктів електричних систем. Київ : НТУУ «КПІ», 2010. 131 с. 10. Енергетика, наука та інженерія: сучасний стан і виклики розвитку / О. В. Кириленко та ін. Вісник НАН України. 2023. № 4. С. 3–20. URL: https://doi.org/10.15407/visn2023.04.003. 11. Проект Плану відновлення України. Матеріали робочої групи «Енергетична безпека». URL: https://www.kmu.gov.ua/storage/app/sites/1/recov eryrada/ua/energy-security.pdf. 12. Shevchenko. V., Lizan I. Y. Proposals on the prevention and elimination of defects in the cores of turbogenerators sta- tors. Scientific works of Donetsk National Technical Univer- sity, the series "Electrical Engineering and Power Engineer- ing". 2015. No. 1(17). P. 139–144. 13. Суходоля О. М., Сидоренко А. А., Бєгун С. В., Білуха А. А. Сучасний стан, проблеми та перспективи розвитку гід- роенергетики України: аналітична доповідь. К. : НІСД, 2014. 112 с. 14. Бардик Є. І. Моделі оцінки надійності схем електропо- стачання власних потреб АЕС від незалежних джерел при нечітко заданих параметрах відмов електрооблад- нання. Праці ІЕД НАНУ. 2014. № 37. С. 34–38. 15. Бардик Є. І. Моделювання і оцінка ризику відмови сис- теми електропостачання власних потреб АЕС від зовні- шніх незалежних джерел живлення. Наукові вісті НТУУ «КПІ». 2015. № 2. С. 7–18. 16. Кенсицький О. Г., Левицький А. С., Зайцев Є. О. Віднов- лення та модернізація турбогенераторів електростан- цій України в повоєнний період. Праці Інституту елект- родинаміки Національної академії наук України. 2023. № 65. С. 139–144. URL: https://doi.org/10.15407/publishing2023.65.139. 17. Черноусенко О. Ю., Пешко В. А. Вплив роботи енерго- блоків ТЕС в маневреному режимі на вичерпання ресу- рсу енергетичного обладнання. Вісник НТУ «ХПІ». 2016. № 10(1182). С. 6–16. 18. Огляд технологічних порушень в мережах НЕК «Укре- нерго» за 2012 рік. Київ : Міністерство енергетики та ву- гільної промисловості України. Державне підприємс- тво Національна енергетична компанія «Укренерго». Відділ протиаварійної роботи, 2013. 25 с. 19. Огляд технологічних порушень в мережах НЕК «Укре- нерго» за 2016 рік. Київ : Міністерство енергетики та ву- гільної промисловості України. Державне підприємс- тво Національна енергетична компанія «Укренерго». Відділ протиаварійної роботи, 2017. 34 с. 20. Огляд технологічних порушень в мережах НЕК «Укре- нерго» за 2017 рік. Київ : Міністерство енергетики та ву- гільної промисловості України. Державне підприємс- тво Національна енергетична компанія «Укренерго». Відділ протиаварійної роботи, 2018. 57 с. 21. Operational Risk Assessment and control: A probabilistic approach / E. Ciapessoni et al. 2010 IEEE PES Innovative Smart Grid Technologies Conference Europe (ISGT Europe), Gothenburg, Sweden, 11–13 October 2010. 2010. URL: https://doi.org/10.1109/isgteurope.2010.5638975. 22. McDonald J. D. F., Pal B. C. Representing the risk imposed by different strategies of distribution system operation. 2006 IEEE Power Engineering Society General Meeting, Montreal, Que., Canada, 18–22 June 2006. 2006. URL: https://doi.org/10.1109/pes.2006.1709550. 23. Стратегія низьковуглецевого розвитку України до 2050 року. Міністерство захисту довкілля та природних ресу- рсів України. Міністерство захисту довкілля та природ- них ресурсів України : офіційний сайт. URL: https://mepr.gov.ua/diyalnist/napryamky/zmina- klimatu/pom-yakshennya-zminy-klimatu/strategiya- nyzkovugletsevogo-rozvytku-ukrayiny-do-2050-roku/. 24. СОУ НЕК 03.120.4-14:2021. Норми якості електричної енергії в магістральних та міждержавних електричних мережах НЕК «УКРЕНЕРГО». Забезпечення контролю і дотримання показників якості електричної енергії у процесі її передачі. 2021. 30 с. URL: https://ua.energy/wp- content/uploads/2021/02/Standart_normy-yakosti- el.energiyi-protokol-05_2021-vid-03_02_2021.pdf. 25. СОУ-Н ЯЕК 04.156:2009. Основні вимоги щодо регулю- вання частоти та потужності в ОЕС України. 2009. 56 с. 26. СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.159:2009. Методики і рекомендації щодо організації первинного та вторинного регулю- вання частоти та потужності на енергоблоках АЕС. 2009. 39 с. 27. СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.160:2009. Методики і рекомендації щодо перевірки готовності ТЕС, ГЕС і АЕС до участі у ре- гулюванні частоти та потужності в ОЕС України. 2009. 67 с. 28. ГНД 34.20.567-2003. Правила застосування системної протиаварійної автоматики запобігання та ліквідації небезпечного зниження або підвищення частоти в ене- ргосистемах. Науково-технічний центр електроенерге- тики «НЕК «Укренерго». 2003. 40 с. URL: https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/z1177- 03#Text. https://doi.org/10.1109/tpwrs.2005.857931 https://doi.org/10.1109/pesmg.2013.6672099 https://doi.org/10.1002/9781118849972 https://doi.org/10.15407/visn2023.04.003 https://www.kmu.gov.ua/storage/app/sites/1/recoveryrada/ua/energy-security.pdf https://www.kmu.gov.ua/storage/app/sites/1/recoveryrada/ua/energy-security.pdf https://doi.org/10.15407/publishing2023.65.139 https://doi.org/10.1109/isgteurope.2010.5638975 https://doi.org/10.1109/pes.2006.1709550 https://mepr.gov.ua/diyalnist/napryamky/zmina-klimatu/pom-yakshennya-zminy-klimatu/strategiya-nyzkovugletsevogo-rozvytku-ukrayiny-do-2050-roku/ https://mepr.gov.ua/diyalnist/napryamky/zmina-klimatu/pom-yakshennya-zminy-klimatu/strategiya-nyzkovugletsevogo-rozvytku-ukrayiny-do-2050-roku/ https://mepr.gov.ua/diyalnist/napryamky/zmina-klimatu/pom-yakshennya-zminy-klimatu/strategiya-nyzkovugletsevogo-rozvytku-ukrayiny-do-2050-roku/ https://ua.energy/wp-content/uploads/2021/02/Standart_normy-yakosti-el.energiyi-protokol-05_2021-vid-03_02_2021.pdf https://ua.energy/wp-content/uploads/2021/02/Standart_normy-yakosti-el.energiyi-protokol-05_2021-vid-03_02_2021.pdf https://ua.energy/wp-content/uploads/2021/02/Standart_normy-yakosti-el.energiyi-protokol-05_2021-vid-03_02_2021.pdf https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/z1177-03#Text https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/z1177-03#Text 55 Відновлювана енергетика. №4/2024 \| Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ 29. Постанова НКРЕКП 14.03.2018 № 309. Кодекс систем передачі. Оперативно-диспетчерське управління. Регу- лювання частоти і перетоків активної потужності. URL: https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/v0309874- 18#Text. 30. Development modes analysis of renewable energy power generation in North Africa / L. Zhao et al. Global Energy Interconnection. 2020. Vol. 3. No. 3. P. 237–246. URL: https://doi.org/10.1016/j.gloei.2020.07.005. 31. Sustainable Energy Systems Planning, Integration, and Management / A. Anvari-Moghaddam et al. Applied Sci- ences. 2019. Vol. 9. No. 20. P. 4451. URL: https://doi.org/10.3390/app9204451. 32. Rosero-Z L., Pavas A., Duran I. C. Analysis of Maintenance in Transformers Based on a Fuzzy Logic Method. 2018 IEEE PES Transmission & Distribution Conference and Exhibition - Latin America (T&D-LA), Lima, 18–21 September 2018. 2018. URL: https://doi.org/10.1109/tdc- la.2018.8511772. 33. Sand K., Wangensteen І., Nordgård D. Risk assessment methods applied to electricity distribution system asset management. Reliability, Risk, and Safety. 2009. URL: https://doi.org/10.1201/9780203859759.ch60. 34. Wallnerström C. J., Hilber P., Stenberg S. Asset manage- ment framework applied to power distribution for cost-ef- fective resource allocation. International Transactions on Electrical Energy Systems. 2013. Vol. 24. No. 12. P. 1791– 1804. URL: https://doi.org/10.1002/etep.1826. 35. IEEE Guide for Design, Operation, and Integration of Dis- tributed Resource Island Systems with Electric Power Sys- tems. 2011. 54 p. URL: https://doi.org/10.1109/IEE- ESTD.2011.5960751. 36. Ioannou A., Angus A., Brennan F. Risk-based methods for sustainable energy system planning: A review. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2017. Vol. 74. P. 602– 615. URL: https://doi.org/10.1016/j.rser.2017.02.082. 37. СОУ НЕК 20.571:2018. Визначення необхідних умов і ал- горитмів врахування ВЕС та СЕС при налаштуванні про- тиаварійних автоматичних пристроїв, призначених для запобігання порушенню стійкості (АЗПС) у перетинах ОЕС України, на режим роботи яких вони мають вплив. Методичні рекомендації. Київ: ДП НЕК Укренерго. 2018. 53 с. URL: https://ua.energy/wp- content/uploads/2018/09/AZPS.pdf. 38. Остапчук О. В., Болотний М. П. Оцінка ефективності ро- боти фотоелектричної станції в умовах первинного ре- гулювання частоти. Відновлювана енергетика. 2024. № 2(77). С. 58–72. URL: https://doi.org/10.36296/1819-8058.2024.2(77).58- 72. 39. Reliability analysis of a grid-connected hybrid renewable energy system using hybrid Monte-Carlo and Newton Raphson methods / W. Fendzi Mbasso et al. Frontiers in Energy Research. 2024. Vol. 12. URL: https://doi.org/10.3389/fenrg.2024.1435221. 40. Shahzad U. Probabilistic Security Assessment in Power Transmission Systems: A Review. Journal of Electrical Engi- neering, Electronics, Control and Computer Science. 2021. Vol. 7. P. 25–32. 41. A probabilistic risk-based security assessment tool allow- ing contingency forecasting / E. Ciapessoni et al. 2018 IEEE International Conference on Probabilistic Methods Ap- plied to Power Systems (PMAPS), Boise, ID, 24–28 June 2018. 2018. URL: https://doi.org/10.1109/pmaps.2018.8440526. 42. Overview of power system operational reliability / Yu- anzhang Sun et al. 2010 IEEE 11th International Confer- ence on Probabilistic Methods Applied to Power Systems (PMAPS), Singapore, Singapore, 14–17 June 2010. 2010. URL: https://doi.org/10.1109/pmaps.2010.5528993. 43. Zima M., Andersson G. On security criteria in power sys- tems operation. IEEE Power Engineering Society General Meeting, 2005, San Francisco, CA, USA. URL: https://doi.org/10.1109/pes.2005.1489533. 44. Li W. Framework of probabilistic power system plan- ning. CSEE Journal of Power and Energy Systems. 2015. Vol. 1. No. 1. P. 1–8. URL: https://doi.org/10.17775/cseejpes.2015.00001. 45. Болотний М. П., Бондаренко О. Л., Коваль Я. С. Забез- печення надійності електропостачання в сучасних ло- кальних електричних мережах. XXІII міжнарод. наук.- практ. конф. Відновлювана енергетика та енергоефек- тивність у ХХІ столітті, Київ, 2022, C. 229–232. 46. Bardyk E. I., Bolotnyi N. Improved Power Transformer Condition Assessment under Uncertainty using Fuzzy Logic. 2022 IEEE 8th International Conference on Energy Smart Systems (ESS), Kyiv, Ukraine, 12–14 October 2022. 2022. URL: https://doi.org/10.1109/ess57819.2022.9969327. 47. Бардик Є. І., Костерєв М. В., Болотний М. П. Підвищення надійності функціонування енергокомпаній на основі оцінки ризику виникнення аварійних ситуацій при від- мовах електрообладнання. Праці Інституту електроди- наміки Національної академії наук України. 2014. № 39. С. 13–19. 48. Bardyk E. I., Bolotnyi N. P. Electric power system simula- tion for risk assessment of power transformer failure un- der external short-circuit conditions. 2017 IEEE First Ukraine Conference on Electrical and Computer Engineer- ing (UKRCON), Kiev, 29 May – 2 June 2017. 2017. URL: https://doi.org/10.1109/ukrcon.2017.8100527. 49. Костерєв М. В., Літвінов В. В. Розроблення аналітичного методу оцінювання ризику виникнення аварійної ситу- ації в енергосистемі. Східно-Європейський журнал пе- редових технологій. 2015. № 4(2). С. 44–50. 50. Бардик Є. І., Костерєв М. В., Болотний М. П. Імовірнісно- статистичне моделювання ЕЕС для оцінки ризику від- мови силового трансформатора при короткому зами- канні в електричній мережі. Вісник ВПІ. 2016. № 2. С. 105–109. 51. Justo C. D., Tafula J. E., Moura P. Planning Sustainable En- ergy Systems in the Southern African Development Com- munity: A Review of Power Systems Planning Ap- proaches. Energies. 2022. Vol. 15. No. 21. P. 7860. URL: https://doi.org/10.3390/en15217860. 52. Review on Risk Assessment of Power System / Y. Shiwen et al. Procedia Computer Science. 2017. Vol. 109. P. 1200– https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/v0309874-18#Text https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/v0309874-18#Text https://doi.org/10.1016/j.gloei.2020.07.005 https://doi.org/10.3390/app9204451 https://doi.org/10.1109/tdc-la.2018.8511772 https://doi.org/10.1109/tdc-la.2018.8511772 https://doi.org/10.1201/9780203859759.ch60 https://doi.org/10.1002/etep.1826 https://doi.org/10.1109/IEEESTD.2011.5960751 https://doi.org/10.1109/IEEESTD.2011.5960751 https://doi.org/10.1016/j.rser.2017.02.082 https://ua.energy/wp-content/uploads/2018/09/AZPS.pdf https://ua.energy/wp-content/uploads/2018/09/AZPS.pdf https://doi.org/10.36296/1819-8058.2024.2(77).58-72 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2024.2(77).58-72 https://doi.org/10.3389/fenrg.2024.1435221 https://doi.org/10.1109/pmaps.2018.8440526 https://doi.org/10.1109/pmaps.2010.5528993 https://doi.org/10.1109/pes.2005.1489533 https://doi.org/10.17775/cseejpes.2015.00001 https://doi.org/10.1109/ess57819.2022.9969327 https://doi.org/10.1109/ukrcon.2017.8100527 https://doi.org/10.3390/en15217860 56 Відновлювана енергетика. №4/2024 \| Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ 1205. URL: https://doi.org/10.1016/j.procs.2017.05.399. 53. Janjic A. D., Popovic D. S. Selective Maintenance Schedule of Distribution Networks Based on Risk Management Ap- proach. IEEE Transactions on Power Systems. 2007. Vol. 22. No. 2. P. 597–604. URL: https://doi.org/10.1109/tpwrs.2007.894863. REFERENCES 1. Bardyk, Yе. I., Bolotnyi, M. P., & Bondarenko, O. L. (2021). Vyznachennia ryzyku porushennia normal'noho re-zhymu enerhosystemy pry planovomu i avarijnomu vyvedenni z ekspluatatsii elektroobladnannia [Determination of Dis- ruption Risk of the Normal Regime of the Electric Power System under Planned and Emergency Decommissioning of Electrical Equipment]. Visnyk VPI, 2, 54– 62. https://doi.org/10.31649/1997-9266-2021-155-2-54- 62 [in Ukrainian]. 2. Bardyk, Ye. I., & Bondarenko, O. L. (2019). Otsinka rezhymnoi nadijnosti elektroenerhetychnoi systemy na osnovi vyznachennia indeksu ryzyku pry vidmovakh vuzliv navantazhennia z vidpovidal'nymy spozhyvachamy [As- sessment of regime reliability of electric power system based on the definition of risk index in case of failure of the load with responsible consumers]. Technical Sciences and Technologies, 2(16), 105– 117. https://doi.org/10.25140/2411-5363-2019-2(16)- 105-117 [in Ukrainian]. 3. Kuchanskyy, V. V., Malakhatka, D. O., & Blinov, I. (2021). Efficiency Increase of Open Phase Modes in Bulk Electrical Networks. In Studies in Systems, Decision and Con- trol (pp. 31–48). Springer International Publish- ing. https://doi.org/10.1007/978-3-030-69189-9_2. 4. Shao, W., & Vittal, V. (2005). Corrective Switching Algo- rithm for Relieving Overloads and Voltage Violations. IEEE Transactions on Power Systems, 20(4), 1877– 1885. https://doi.org/10.1109/tpwrs.2005.857931. 5. Negnevitsky, M., Voropai, N., Kurbatsky, V., Tomin, N., & Panasetsky, D. (2013). Development of an intelligent sys- tem for preventing large-scale emergencies in power sys- tems. In 2013 IEEE Power & Energy Society General Meet- ing. IEEE. https://doi.org/10.1109/pesmg.2013.6672099. 6. Kosterev, M. V., Bardyk, E. I., & Litvinov, V. V. (2014). Pre- ventive Risk-Management of Power System for Its Reliabil- ity Increasing. WSEAS TRANSACTIONS on POWER SYS- TEMS, 10, 251–258. 7. Li, W. (Ed.). (2014). Risk Assessment of Power Systems. John Wiley & Sons, Inc. https://doi.org/10.1002/9781118849972. 8. Kuznietsov, M. P. (2022). Osoblyvosti kombinovanykh en- erhosystem z vidnovliuvanymy dzherelamy enerhii [Fea- tures of combined energy systems with renewable energy sources]. Kyiv: IVE [in Ukrainian]. 9. Kosteriev, M. V., & Bardyk, Ye. I. (2010). Pytannia pobu- dovy nechitkykh modelej otsinky tekhnichnoho stanu ob'iektiv elektrychnykh system [The issue of building fuzzy models for assessing the technical condition of objects of electrical systems]. Kyiv: NTUU «KPI» [in Ukrainian]. 10. Kyrylenko, O. V., Sniezhkin, Yu. F., Basok, B. I., & Bazieiev, Ye. T. (2023). Enerhetyka, nauka ta inzheneriia: suchasnyj stan i vyklyky rozvytku [Energy, science and engineering: current state and development challenges]. Visnyk NAN Ukrainy, 4, 3–20. https://doi.org/10.15407/visn2023.04.003 [in Ukrainian]. 11. Proekt Planu vidnovlennia Ukrainy. Materialy robochoi hrupy "Enerhetychna bezpeka". (2022). Retrieved from https://www.kmu.gov.ua/storage/app/sites/1/recov- eryrada/ua/energy-security.pdf [in Ukrainian]. 12. Shevchenko., V., & Lizan, I. Y. (2015). Proposals on the pre- vention and elimination of defects in the cores of turbo- generators stators. Scientific works of Donetsk National Technical University, the series "Electrical Engineering and Power Engineering". 21(17), 139–144. 13. Sukhodolia, O. M., Sydorenko, A. A., Biehun, S. V., & Bilu- kha, A. A. (2014). Suchasnyj stan, problemy ta perspektyvy rozvytku hidroenerhetyky Ukrainy [The current state, problems and prospects for the development of hydro- power in Ukraine]. Kyiv: NISD [in Ukrainian]. 14. Bardyk, Ye. I. (2014). Modeli otsinky nadijnosti skhem el- ektropostachannia vlasnykh potreb AES vid nezalezhnykh dzherel pry nechitko zadanykh parametrakh vidmov el- ektroobladnannia [Models of reliability assessing of elec- tricity supply of auxiliary NPP from external sources with fuzzy defined parameters of failures of equipments]. Pratsi IED NANU, 37, 34–38. 15. Bardyk, Ye. I. (2015). Modeliuvannia i otsinka ryzyku vid- movy systemy elektropostachannia vlasnykh potreb AES vid zovnishnikh nezalezhnykh dzherel zhyvlennia [Model- ling and Assessment of Risk of Failure Auxiliaries Supply System of Nuclear Power Plant from External Independent Sources]. Naukovi visti NTUU "KPI", 2, 7–18. 16. Kensytskyi, О. H., Levytskyi, А. S., & Zaitsev, I. О. (2023). Vidnovlennia ta modernizatsiia turboheneratoriv el- ektrostantsii Ukrainy v povoiennyi period [Reconstruction and modernisation ukraine power-stations turbogenera- tors in post-war period]. Pratsi Instytutu elektrodynamiky Natsional'noi akademii nauk Ukrainy, 65, 139–144 https://doi.org/10.15407/publishing2023.65.139 [in Ukrainian]. 17. Chernousenko, O. Yu., & Peshko, V. A. (2016). Vplyv roboty enerhoblokiv TES v manevrenomu rezhymi na vycher-pan- nia resursu enerhetychnoho obladnannia [Influence Pro- duced by the Operation of the Power Units of Thermal Power Plants in the Maneuver Load Mode on the Reliabil- ity and Accident Rate of Power Equipment]. Visnyk NTU "KhPI". 10, 6–16 [in Ukrainian]. 18. Ohliad tekhnolohichnykh porushen' v merezhakh DP "NEK "Ukrenerho" za 2012 rik [Review of technological viola- tions in the networks of SE "NEC "Ukrenergo" for 2012]. (2013). Kyiv: Ministerstvo enerhetyky ta vuhil'noi promys- lovosti Ukrainy. Derzhavne pidpryiemstvo Natsional'na en- erhetychna kompaniia "Ukrenerho". Viddil protyavarijnoi roboty [in Ukrainian]. 19. Ohliad tekhnolohichnykh porushen' v merezhakh DP "NEK "Ukrenerho" za 2016 rik [Review of technological viola- tions in the networks of SE "NEC "Ukrenergo" for 2016]. (2017). Kyiv: Ministerstvo enerhetyky ta vuhil'noi promys- lovosti Ukrainy. Derzhavne pidpryiemstvo Natsioal'na https://doi.org/10.1016/j.procs.2017.05.399 https://doi.org/10.1109/tpwrs.2007.894863 https://doi.org/10.31649/1997-9266-2021-155-2-54-62 https://doi.org/10.31649/1997-9266-2021-155-2-54-62 https://doi.org/10.25140/2411-5363-2019-2(16)-105-117 https://doi.org/10.25140/2411-5363-2019-2(16)-105-117 https://doi.org/10.1007/978-3-030-69189-9_2 https://doi.org/10.1109/tpwrs.2005.857931 https://doi.org/10.1109/pesmg.2013.6672099 https://doi.org/10.1002/9781118849972 https://doi.org/10.15407/visn2023.04.003 https://www.kmu.gov.ua/storage/app/sites/1/recoveryrada/ua/energy-security.pdf https://www.kmu.gov.ua/storage/app/sites/1/recoveryrada/ua/energy-security.pdf https://doi.org/10.15407/publishing2023.65.139 57 Відновлювана енергетика. №4/2024 \| Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ enerhetychna kompaniia "Ukrenerho". Viddil protyava- rijnoi roboty [in Ukrainian]. 20. Ohliad tekhnolohichnykh porushen' v merezhakh DP "NEK "Ukrenerho" za 2017 rik [Review of technological viola- tions in the networks of SE "NEC "Ukrenergo" for 2017]. (2018). Kyiv: Ministerstvo enerhetyky ta vuhil'noi promys- lovosti Ukrainy. Derzhavne pidpryiemstvo Natsional'na en- erhetychna kompaniia "Ukrenerho". Viddil protyavarijnoi roboty [in Ukrainian]. 21. Ciapessoni, E., Cirio, D., Grillo, S., Massucco, S., Pitto, A., & Silvestro, F. (2010). Operational Risk Assessment and con- trol: A probabilistic approach. In 2010 IEEE PES Innovative Smart Grid Technologies Conference Europe (ISGT Eu- rope). IEEE. https://doi.org/10.1109/is- gteurope.2010.5638975. 22. McDonald, J. D. F., & Pal, B. C. (2006). Representing the risk imposed by different strategies of distribution system operation. In 2006 IEEE Power Engineering Society General Meeting. IEEE. https://doi.org/10.1109/pes.2006.1709550. 23. Stratehiia nyz'kovuhletsevoho rozvytku Ukrainy do 2050 roku – Ministerstvo zakhystu dovkillia ta pryrodnykh resur- siv Ukrainy (n.d.). Ofitsijnyj sajt Ministerstva zakhystu dov- killia ta pryrodnykh resursiv Ukrainy [Official site of Minis- try of Environmental Protection and Natural Resources]. https://mepr.gov.ua/diyalnist/napryamky/zmina- klimatu/pom-yakshennya-zminy-klimatu/strategiya-nyz- kovugletsevogo-rozvytku-ukrayiny-do-2050-roku/. 24. Normy iakosti elektrychnoi enerhii v mahistral'nykh ta mizhderzhavnykh elektrychnykh merezhakh "NEK "UKRENERHO". Zabezpechennia kontroliu i dotrymannia pokaznykiv iakosti elektrychnoi enerhii u protsesi ii peredachi [Norms of electrical energy quality in transmis- sion and interconnection electrical networks "NEC "Ukren- ergo". Ensuring control and compliance with quality indi- cators of electric energy in its transmission process]. (2021). SOU NEK 03.120.4-14: 2021 from 3rd January 2021. https://ua.energy/wp-content/up- loads/2021/02/Standart_normy-yakosti-el.energiyi- protokol-05_2021-vid-03_02_2021.pdf [in Ukrainian]. 25. Osnovni vymohy schodo rehuliuvannia chastoty ta potu- zhnosti v OES Ukrainy [Basic requirements for frequency and power regulation in IPS of Ukraine]. (2009). SOU-N EE YaEK 04.156: 2009 from 23rd May 2009. 26. Metodyky i rekomendatsii schodo orhanizatsii pervynnoho ta vtorynnoho rehuliuvannia chastoty ta potuzhnosti na enerhoblokakh AES [Methods and recom- mendations for organization of frequency and power pri- mary and secondary regulation at NPP power units]. (2009). SOU-N EE YaEK 04.159: 2009 from 23rd May 2009. 27. Metodyky i rekomendatsii schodo perevirky hotovnosti TES, HES i AES do uchasti u rehuliuvanni chastoty ta potu- zhnosti v OES Ukrainy [Methods and recommendations for checking the readiness of TPPs, HPPs and NPPs to partici- pate of frequency and power regulation in IPS of Ukraine]. (2009). SOU-N EE YaEK 04.160: 2009 from 23rd May 2009. 28. Pravyla zastosuvannia systemnoi protyavarijnoi avtomatyky zapobihannia ta likvidatsii nebezpechnoho znyzhennia abo pidvyschennia chastoty v enerhosys- temakh [Using rules of system emergency automation for prevention and elimination of dangerous decrease or in- crease in power systems frequency]. (2003). HND 34.20.567-2003 from 12th December 2012. Kyiv: DP NEK Ukrenerho. https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/z1177- 03#Text [in Ukrainian]. 29. Resolution NCRECP from March 14 2008, № 309. Trans- mission systems code. Operational and dispatching man- agement. Frequency and active power flows regulation. https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/v0309874-18#Text [in Ukrainian]. 30. Zhao, L., Yu, R., Wang, Z., Yang, W., Qu, L., & Chen, W. (2020). Development modes analysis of renewable en- ergy power generation in North Africa. Global Energy In- terconnection, 3(3), 237– 246. https://doi.org/10.1016/j.gloei.2020.07.005. 31. Anvari-Moghaddam, A., Mohammadi-ivatloo, B., Asadi, S., Guldstrand Larsen, K., & Shahidehpour, M. (2019). Sus- tainable Energy Systems Planning, Integration, and Man- agement. Applied Sciences, 9(20), 4451. https://doi.org/10.3390/app9204451. 32. Rosero-Z, L., Pavas, A., & Duran, I. C. (2018). Analysis of Maintenance in Transformers Based on a Fuzzy Logic Method. In 2018 IEEE PES Transmission & Distribution Conference and Exhibition - Latin America (T&D-LA). IEEE. https://doi.org/10.1109/tdc-la.2018.8511772. 33. Sand, K., I. Wangensteen, & Nordgård, D. (2009). Risk as- sessment methods applied to electricity distribution sys- tem asset management. In Reliability, Risk, and Safety. CRC Press. https://doi.org/10.1201/9780203859759.ch60. 34. Wallnerström, C. J., Hilber, P., & Stenberg, S. (2013). Asset management framework applied to power distribution for cost-effective resource allocation. International Transac- tions on Electrical Energy Systems, 24(12), 1791– 1804. https://doi.org/10.1002/etep.1826. 35. IEEE Guide for Design, Operation, and Integration of Dis- tributed Resource Island Systems with Electric Power Sys- tems. (2011). https://doi.org/10.1109/IEE- ESTD.2011.5960751. 36. Ioannou, A., Angus, A., & Brennan, F. (2017). Risk-based methods for sustainable energy system planning: A re- view. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 74, 602–615. https://doi.org/10.1016/j.rser.2017.02.082. 37. Vyznachennia neobkhidnykh umov i alhorytmiv vrakhu- vannia VES ta SES pry nalashtuvanni protyavarijnykh avtomatychnykh prystroiv, pryznachenykh dlia zapobihan- nia porushenniu stijkosti (AZPS) u peretynakh OES Ukrainy, na rezhym roboty iakykh vony maiut' vplyv [Determination of the necessary conditions and algorithms of WPP and SPP accounting when setting up emergency automatic de- vices designed to prevent stability violation (AFPS) at the intersections of the environmental protection system of UES of Ukraine, the mode of operation of which they have an impact]. (2018). SOU NEK 20.571: 2018 from 30th Au- gust 2017. Kyiv: DP NEK Ukrenerho [in Ukrainian]. 38. Ostapchuk O. V., & Bolotnyj M. P. Otsinka efektyvnosti ro- boty fotoelektrychnoi stantsii v umovakh pervynnoho re- huliuvannia chastoty [Efficiency evaluation of photovoltaic power plant under primary frequency regulation condi- tions]. Vidnovliuvana enerhetyka, 2(77), 58–72. https://doi.org/10.1109/isgteurope.2010.5638975 https://doi.org/10.1109/isgteurope.2010.5638975 https://doi.org/10.1109/pes.2006.1709550 https://mepr.gov.ua/diyalnist/napryamky/zmina-klimatu/pom-yakshennya-zminy-klimatu/strategiya-nyzkovugletsevogo-rozvytku-ukrayiny-do-2050-roku/ https://mepr.gov.ua/diyalnist/napryamky/zmina-klimatu/pom-yakshennya-zminy-klimatu/strategiya-nyzkovugletsevogo-rozvytku-ukrayiny-do-2050-roku/ https://mepr.gov.ua/diyalnist/napryamky/zmina-klimatu/pom-yakshennya-zminy-klimatu/strategiya-nyzkovugletsevogo-rozvytku-ukrayiny-do-2050-roku/ https://ua.energy/wp-content/uploads/2021/02/Standart_normy-yakosti-el.energiyi-protokol-05_2021-vid-03_02_2021.pdf https://ua.energy/wp-content/uploads/2021/02/Standart_normy-yakosti-el.energiyi-protokol-05_2021-vid-03_02_2021.pdf https://ua.energy/wp-content/uploads/2021/02/Standart_normy-yakosti-el.energiyi-protokol-05_2021-vid-03_02_2021.pdf https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/z1177-03#Text https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/z1177-03#Text https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/v0309874-18#Text https://doi.org/10.1016/j.gloei.2020.07.005 https://doi.org/10.3390/app9204451 https://doi.org/10.1109/tdc-la.2018.8511772 https://doi.org/10.1201/9780203859759.ch60 https://doi.org/10.1002/etep.1826 https://doi.org/10.1109/IEEESTD.2011.5960751 https://doi.org/10.1109/IEEESTD.2011.5960751 https://doi.org/10.1016/j.rser.2017.02.082 58 Відновлювана енергетика. №4/2024 \| Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ https://doi.org/10.36296/1819-8058.2024.2(77).58-72 [in Ukrainian]. 39. Fendzi Mbasso, W., Molu, R. J. J., Ambe, H., Dzonde Naoussi, S. R., Alruwaili, M., Mobarak, W., & Aboel- magd, Y. (2024). Reliability analysis of a grid-connected hy- brid renewable energy system using hybrid Monte-Carlo and Newton Raphson methods. Frontiers in Energy Re- search, 12. https://doi.org/10.3389/fenrg.2024.1435221. 40. Shahzad, U. (2021). Probabilistic Security Assessment in Power Transmission Systems: A Review. Journal of Electri- cal Engineering, Electronics, Control and Computer Sci- ence, 7, 25–32. 41. Ciapessoni, E., Cirio, D., Pitto, A., & Sforna, M. (2018). A probabilistic risk-based security assessment tool allowing contingency forecasting. In 2018 IEEE International Con- ference on Probabilistic Methods Applied to Power Sys- tems (PMAPS). IEEE. https://doi.org/10.1109/pmaps.2018.8440526. 42. Yuanzhang Sun, Lin Cheng, Xiaohui Ye, Jian He, & Peng Wang. (2010). Overview of power system operational reli- ability. In 2010 IEEE 11th International Conference on Probabilistic Methods Applied to Power Systems (PMAPS). IEEE. https://doi.org/10.1109/pmaps.2010.5528993. 43. Zima, M., & Andersson, G. (n.d.). (2005). On security crite- ria in power systems operation. In IEEE Power Engineering Society General Meeting. IEEE. https://doi.org/10.1109/pes.2005.1489533. 44. Li, W. (2015). Framework of probabilistic power system planning. CSEE Journal of Power and Energy Systems, 1, 1– 8. https://doi.org/10.17775/cseejpes.2015.00001. 45. Bolotnyj, M. P., Bondarenko, O. L., & Koval', Ya. S. (2022). Zabezpechennia nadijnosti elektropostachannia v suchas- nykh lokal'nykh elektrychnykh merezhakh [Ensuring relia- bility of electricity supply in modern local electrical net- works], XXIII mizhnarod. nauk.-prakt. konf. Vidnovliuvana ener-hetyka ta enerhoefektyvnist' u ХХІ stolitti [23th Inter- national Scientific and Practical Online-Conference "Re- newable Energy and Energy Efficiency of the XXIst cen- tury"]. Kyiv [in Ukrainian]. 46. Bardyk, E. I., & Bolotnyi, N. (2022). Improved Power Trans- former Condition Assessment under Uncertainty using Fuzzy Logic. In 2022 IEEE 8th International Conference on Energy Smart Systems (ESS). IEEE. https://doi.org/10.1109/ess57819.2022.9969327 [in Ukrainian]. 47. Bardyk, Ye. I., Kosteriev, M. V., & Bolotnyj, M. P. (2014). Pidvyschennia nadijnosti funktsionuvannia enerhokom- panij na osnovi otsinky ryzyku vynyknennia avarijnykh sy- tuatsij pry vidmovakh elektroobladnannia [Improving reli- ability of operation of power companies on the basis of risk assessment of emergency situations at the failures of elec- trical equipment]. Pratsi Instytutu elektrodynamiky Natsi- onal'noi akademii nauk Ukrainy, 39, 13–19 [in Ukrainian]. 48. Bardyk, E. I., & Bolotnyi, N. P. (2017). Electric power sys- tem simulation for risk assessment of power transformer failure under external short-circuit conditions. In 2017 IEEE First Ukraine Conference on Electrical and Computer Engi- neering (UKRCON). https://doi.org/10.1109/ukrcon.2017.8100527. 49. Kosteriev, M. V., & Litvinov, V. V. (2015). Rozroblennia analitychnoho metodu otsiniuvannia ryzyku vynyknennia avarijnoi sytuatsii v enerhosystemi [Development of an an- alytical method for assessing the risk of an emergency sit- uation in the energy system]. Skhidno-Yevropejs'kyj zhur- nal peredovykh tekhnolohij, 4(2), 44–50 [in Ukrainian]. 50. Bardyk, Ye. I., Kosteriev, M. V., & Bolotnyj, M. P. (2016). Imovirnisno-statystychne modeliuvannia EES dlia otsinky ryzyku vidmovy sylovoho transformatora pry korotkomu zamykanni v elektrychnij merezhi [Probabilistic and Statis- tical Modeling of Electric Power System for Risk Assess- ment of Power Transformer Failure in Power Grid under Short-Circuit Conditions]. Visnyk Vinnyts'koho politekh- nichnoho instytutu, 2, 105–109 [in Ukrainian]. 51. Justo, C. D., Tafula, J. E., & Moura, P. (2022). Planning Sus- tainable Energy Systems in the Southern African Develop- ment Community: A Review of Power Systems Planning Approaches. Energies, 15(21), 7860. https://doi.org/10.3390/en15217860. 52. Shiwen, Y., Hui, H., Chengzhi, W., Hao, G., & Hao, F. (2017). Review on Risk Assessment of Power System. Pro- cedia Computer Science, 109, 1200– 1205. https://doi.org/10.1016/j.procs.2017.05.399. 53. Janjic, A. D., & Popovic, D. S. (2007). Selective Mainte- nance Schedule of Distribution Networks Based on Risk Management Approach. IEEE Transactions on Power Sys- tems, 22(2), 597– 604. https://doi.org/10.1109/tpwrs.2007.894863. https://doi.org/10.36296/1819-8058.2024.2(77).58-72 https://doi.org/10.3389/fenrg.2024.1435221 https://doi.org/10.1109/pmaps.2018.8440526 https://doi.org/10.1109/pmaps.2010.5528993 https://doi.org/10.1109/pes.2005.1489533 https://doi.org/10.17775/cseejpes.2015.00001 https://doi.org/10.1109/ess57819.2022.9969327 https://doi.org/10.1109/ukrcon.2017.8100527 https://doi.org/10.3390/en15217860 https://doi.org/10.1016/j.procs.2017.05.399 https://doi.org/10.1109/tpwrs.2007.894863
id	veorgua-article-486
institution	Vidnovluvana energetika
keywords_txt_mv	keywords
language	Ukrainian
last_indexed	2026-07-19T01:14:21Z
publishDate	2024
publisher	Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine
record_format	ojs
resource_txt_mv	veorgua/d2/ef1a2c1337e28a0d6c4e04f4844632d2.pdf
spelling	veorgua-article-4862026-07-18T06:32:20Z OPERATIONAL RELIABILITY ANALYSIS FOR SUSTAINABLE ENERGY SYSTEM PLANNING DEVELOPMENT: АНАЛІЗ РЕЖИМНОЇ НАДІЙНОСТІ ПРИ ПЛАНУВАННІ СТАЛОГО РОЗВИТКУ ЕНЕРГОСИСТЕМИ : Bardyk , Ye. Bondarenko , O. Bolotnyi , M. operational reliability, renewable energy sources, electrical equipment, model, failure, probability-statistical, distribution electrical network, frequency control. режимна надійність, відновлювані джерела енергії, електрообладнання, модель, відмова, ймовір-нісно-статистичне, розподільна електрична мережа, регулювання частоти. An analysis of the state of modern EPS in industrialized countries has been conducted and established that ensuring operational reliability occurs under conditions of significant aging of the electrical equipment park and limited material resources for investment. The features of ensuring operational reliability of EPS for decentralized generation systems based on RES in Ukraine and the conditions of their application in the process of managing stationary and transient modes in EPS have been determined. It has been established that the decentralization of EPS management through the creation of Smart Grids of various configurations requires research on ensuring operational reliability when planning low-carbon development of the power sector. It has been shown that the most promising method for assessing the operational reliability of EPS when planning sustainable development, which includes both traditional and renewable energy generation facilities, is the use of probabilistic methods and the «n – 1» criterion. An algorithm for evaluating quantitative indicators of the risk of violation of normal mode in case of failures and planned decommissioning of electrical equipment of the EPS subsystem with RES is proposed. Проведено аналіз стану сучасних ЕЕС промислово розвинених країн та встановлено, що забезпечення режимної надійності відбувається в умовах значного старіння парку електрообладнання, обмеженості матеріальних ресурсів для інвестиційних вкладень. Визначено особливості забезпечення режимної надійності ЕЕС для децентралізованих систем генерації на основі ВДЕ України та умови їх застосування в процесі керування усталеними та перехідними режимами в ЕЕС. Встановлено, що децентралізація управління ЕЕС через створення розумних мереж різноманітної конфігурації потребує дослідження забезпечення режимної надійності при плануванні низьковуглецевого розвитку електроенергетики. Показано, що найперспективнішим методом для оцінки режимної надійності ЕЕС при плануванні сталого розвитку ЕЕС, що містить об’єкти генерації традиційної і відновлюваної енергетики, є використання ймовірнісних методів та критерію «n – 1». Запропоновано алгоритм оцінки кількісних показників ризику порушення нормального режиму при відмовах і плановому виведенні з експлуатації електрообладнання підсистеми ЕЕС з ВДЕ. Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine 2024-12-10 Article Article application/pdf https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/486 10.36296/1819-8058.2024.4(79).46-58 Vidnovluvana energetika ; No. 4(79) (2024): Scientific and applied Journal renewable energy ; 46-58 Возобновляемая энергетика; ##issue.no## 4(79) (2024): Scientific and applied Journal renewable energy ; 46-58 Відновлювана енергетика; № 4(79) (2024): Науково-прикладний журнал Відновлювана енергетика; 46-58 2664-8172 1819-8058 10.36296/1819-8058.2024.4(79) uk https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/486/395 Copyright (c) 2024 Ye. Bardyk , O. Bondarenko , M. Bolotnyi https://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0
spellingShingle	operational reliability renewable energy sources electrical equipment model failure probability-statistical distribution electrical network frequency control. Bardyk , Ye. Bondarenko , O. Bolotnyi , M. OPERATIONAL RELIABILITY ANALYSIS FOR SUSTAINABLE ENERGY SYSTEM PLANNING DEVELOPMENT:
title	OPERATIONAL RELIABILITY ANALYSIS FOR SUSTAINABLE ENERGY SYSTEM PLANNING DEVELOPMENT:
title_alt	АНАЛІЗ РЕЖИМНОЇ НАДІЙНОСТІ ПРИ ПЛАНУВАННІ СТАЛОГО РОЗВИТКУ ЕНЕРГОСИСТЕМИ :
title_full	OPERATIONAL RELIABILITY ANALYSIS FOR SUSTAINABLE ENERGY SYSTEM PLANNING DEVELOPMENT:
title_fullStr	OPERATIONAL RELIABILITY ANALYSIS FOR SUSTAINABLE ENERGY SYSTEM PLANNING DEVELOPMENT:
title_full_unstemmed	OPERATIONAL RELIABILITY ANALYSIS FOR SUSTAINABLE ENERGY SYSTEM PLANNING DEVELOPMENT:
title_short	OPERATIONAL RELIABILITY ANALYSIS FOR SUSTAINABLE ENERGY SYSTEM PLANNING DEVELOPMENT:
title_sort	operational reliability analysis for sustainable energy system planning development:
topic	operational reliability renewable energy sources electrical equipment model failure probability-statistical distribution electrical network frequency control.
topic_facet	operational reliability renewable energy sources electrical equipment model failure probability-statistical distribution electrical network frequency control. режимна надійність відновлювані джерела енергії електрообладнання модель відмова ймовір-нісно-статистичне розподільна електрична мережа регулювання частоти.
url	https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/486
work_keys_str_mv	AT bardykye operationalreliabilityanalysisforsustainableenergysystemplanningdevelopment AT bondarenkoo operationalreliabilityanalysisforsustainableenergysystemplanningdevelopment AT bolotnyim operationalreliabilityanalysisforsustainableenergysystemplanningdevelopment AT bardykye analízrežimnoínadíjnostípriplanuvannístalogorozvitkuenergosistemi AT bondarenkoo analízrežimnoínadíjnostípriplanuvannístalogorozvitkuenergosistemi AT bolotnyim analízrežimnoínadíjnostípriplanuvannístalogorozvitkuenergosistemi

OPERATIONAL RELIABILITY ANALYSIS FOR SUSTAINABLE ENERGY SYSTEM PLANNING DEVELOPMENT:

Institution

Similar Items