Разработка принципов и методов восстановления систем электроснабжения с распределенной генерацией после аварий

На правах рукописи

РАЗРАБОТКА ПРИНЦИПОВ И МЕТОДОВ ВОССТАНОВЛЕНИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ С РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИЕЙ ПОСЛЕ АВАРИЙ

Специальность 05.14.02 – Электрические стации и электроэнергетические системы

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Иркутск 2011

Работа выполнена на кафедре электроснабжения и электротехники Национального исследовательского Иркутского государственного технического университета

(НИ ИрГТУ)

Научный руководитель - чл.-корр. РАН, доктор технических наук,

профессор

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

кандидат технических наук, доцент

Ведущая организация – Институт социально-экономических и

энергетических проблем Севера УрО РАН

Защита состоится « 25 » октября 2011г. в 11-00 на заседании диссертационного совета Д003.017.01 при Институте систем энергетики им. СО РАН по адресу: Иркутск, , к.355.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института систем энергетики им. СО РАН.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах с подписью составителя, заверенные печатью организации, просим направлять Иркутск, , на имя ученого секретаря диссертационного совета.

Автореферат разослан « » 2011 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Энергетические проблемы в последние годы стали одними из важнейших мировых проблем, которые непосредственным образом затрагивают многие страны. Ограничения в наращивании генерирующих и передающих мощностей с использованием традиционных применяемых технологий сдерживают не только развитие промышленности, но и социальное развитие. В большинстве стран стремятся использовать распределенную генерацию – малые генерирующие источники, подключаемые к распределительной электрической сети. Для многих стран распределенная генерация имеет огромное значение также и как автономный источник энергии для удаленных от основных сетей районов сельской местности.

Подключение распределенной генерации к электрической сети позволяет создавать решения, отвечающие требованиям конкретных потребителей. Кроме того, распределенная генерация имеет некоторые другие положительные качества и может работать в двух режимах:

- Параллельно с основной сетью. При нормальном режиме распределенная генерация генерирует электроэнергию, параметры которой полностью соответствуют основной сети. При аварии при отключении от основной сети распределенная генерация переходит в автономный режим работы.

- Полностью автономно. В местах, где отсутствует основная сеть, распределенная генерация покрывает оперативные и долгосрочные потребности в энергии, параметры которой соответствуют потребностям нагрузки конкретного оборудования.

Распределенная генерация в распределительной сети меняет характеристики перетоков, что создает дополнительные проблемы в аварийных ситуациях, в работе защиты и др. Появление распределенной генерации в распределительной сети придает ей новые свойства, но и создает новые проблемы. Одна из важных проблем – оценка послеаварийного состояния «островов» (участков распределительной электрической сети, потребители в узлах которой получают электроэнергию в послеаварийном режиме от установок распределенной генерации) и восстановление систем электроснабжения с распределенной генерацией после крупной аварии. Требуется разработка новых методов для анализа послеаварийных режимов работы систем элек­троснабжения, включающих распределенную генерацию, и реализации рациональной последовательности операций по восстановлению системы электроснабжения.

Целью исследования является разработка принципов и общей схемы восстановления систем электроснабжения (СЭС) с распределенной генерацией и методов решения соответствующих задач.

Задачи исследования. В соответствии с целью были поставлены и решены следующие задачи:

1) Разработка общей схемы процесса восстановления системы электроснабжения с распределенной генерацией и анализ операций при восстановлении распределительной электрической сети, включающей распределенную генерацию;

2) Разработка алгоритма определения допустимых послеаварийных состояний «островов» в системе электроснабжения с распределенной генерацией, сформировавшихся в результате аварии;

3) Моделирование процесса синхронизации «островов» с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС в системе электроснабжения с распределенной генерацией;

4) Моделирование процесса подключения погашенных частей СЭС, не попавших в «острова»;

5) Моделирование процесса восстановления питания нагрузки внутри синхронизированных «островов»;

6) Разработка принципов реализации технологии восстановления системы электроснабжения с распределенной генерацией на основе мульти-агентного подхода;

7) Исследование разработанных методов и алгоритмов на схеме системы электроснабжения района Ми Хао провинции Хынг Иэн Вьетнама.

Методы исследования. Для решения поставленных в диссертации задач применены: системный анализ, методы выбора решений, методы расчета и оптимизации режимов систем электроснабжения (итерационный метод Ньютона), новые информационные технологии. Для реализации алгоритмов определения послеаварийного состояния «островов» использована среда программирования Borland Delphi 7.0.

Объект исследования. Объектом исследования является система электроснабжения, включающая распределенную генерацию.

Предмет исследования. Предметом исследования являются процессы восстановления системы электроснабжения из послеаварийного состояния.

Научную новизну диссертации представляют следующие основные результаты, которые выносятся на защиту:

1. Общая схема процесса восстановления систем электроснабжения с распределенной генерацией в виде последовательности операций по восстановлению системы;

2. Метод определения допустимых послеаварийных состояний «островов» при отключении основного пункта пита­ния с использованием итерационного метода Ньютона в сочетании с минимизацией суммарных потерь активной мощности в сети;

3. Алгоритм процесса синхронизации «островов» с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС после ликвидации последствий аварии в сети;

4. Алгоритм подключения погашенных частей СЭС, не попавших в «острова», к системе электроснабжения с распределенной генерацией;

5. Алгоритм восстановления питания нагрузки внутри синхронизированных «островов»;

6. Принципы оптимизации процесса восстановления и реализации технологии восстановления системы электроснабжения с распределенной генерацией на основе мульти-агентного подхода.

Все перечисленные результаты диссертационной работы, представляющие научную новизну, получены впервые.

Практическая значимость исследования. Использование результатов исследований будет способствовать повышению эффективности работы распределительных сетей с распределенной генерацией, качества электроэнергии и надежности электроснабжения за счет сокращения времени перерыва в снабжении. Разработанные методы и алгоритмы применены при выполнении проектов по гранту ведущей научной школы РФ НШ - 4633.2010.8, а также в учебном процессе на кафедре электроснабжения и электротехники НИ ИрГТУ.

Апробация работы. Основные результаты по различным разделам диссертационной работы докладывались и обсуждались: на Всероссийских научно-технических конференциях “Повышение эффективности производства и использование энергии в условиях Сибири”, г. Иркутск, 2гг.; на V Всероссийской научно-практической конференции “Научная инициатива иностранных студентов и аспирантов российских вузов РФ”, г. Томск, 2011 г.; на конференции молодых ученых ИСЭМ СО РАН, г. Иркутск, 2011 г.; на 83-ем заседании международного научного семинара «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики», г. Иваново, 2011 г.

Личный вклад автора. Результаты, составляющие новизну и выносимые на защиту, получены лично автором.

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 6 работ, в том числе одна статья в журнале из списка изданий, рекомендованных ВАК.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литерату­ры, 4 приложений. Работа представлена на 140 страницах машинописного текста, включает 40 рисунков, 26 таблиц. Библиографический список включает 98 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во Введении обоснована актуальность проблемы восстановления СЭС с распределенной генерацией, на основании чего сформулированы цель и задачи исследований. Определено основное содержание данной диссертационной работы.

Первая глава посвящена анализу характеристик проблемы восстановления систем электроснабжения, включающих распределенную генерацию, после крупной аварии и постановке задачи диссертации.

Приведен обзор современного состояния и использования распределенной генерации. Энергетический кризис семидесятых годов XX века привел к тому, что в западных странах перестала наблюдаться тенденция к максимальной централизации энергосистем. С этого периода начала интенсивно развиваться распределенная генерация. Источники распределенной генерации базируются на энергетических установках, использующих процессы сжигания топлив (мини газотурбинные и парогазовые установки, на биомассе и др.), а также возобновляемые природные ресурсы (мини-ГЭС, ветроустановки и др.). При работе в системе распределенная генерация подключается на низких напряжениях ( кВ) в распределительной сети. Подключение распределенной генерации к распределительной сети имеет положительное влияние на ее свойства, но наряду с этим создает новые проблемы, с которыми приходится сталкиваться при функционировании системы электроснабжения с распределенной генерацией.

При наличии распределенной генерации в системах электроснабжения возникают изменения в свойствах электрической сети, распределенные генераторы влияют на работу релейной защиты и автоматики. Процессы управления в такой системе становятся сложнее, особенно в аварийных условиях. Рассмотрены возможные аварийные ситуации в системах электроснабжения с распределенной генерацией, с целью анализа возможных последствий для системы.

После действия устройств релейной защиты система электроснабжения может разделиться на несколько «островов», которые будут работать автономно. При этом к распределенной генерации в первую очередь подключаются наиболее ответственные потребители в зависимости от категории электроприемников. Процесс восстановления системы включает последовательность состояний и для каждого конкретного послеаварийного состояния существует некоторое множество стратегий (путей) восстановления СЭС. Смысл задачи в том, чтобы определить (выбрать) рациональный путь или рациональный вариант восстановления (например, минимальное количество обесточенных потребителей или минимальное время восстановления систем).

Проблема восстановления СЭС после аварии рассматривается многими учеными в мире. Из анализа состояния исследований по проблеме восстановления СЭС после аварии с учетом ее особенностей следует необходимость разработки комплексной технологии восстановления, которая пока не получила детального рассмотрения в литературе.

Для определения состояний СЭС в процессе восстановления необходимы расчеты установившихся режимов работы распределительной сети после аварии, для чего требуется использовать итерационные методы. В последнее время наибольшее распространение получили два метода: метод Ньютона и метод Гаусса– Зейделя, позволяющие решить задачу расчета установившего режима системы электроснабжения с распределенной генерацией при достаточно полном его математическом описа­нии. Из анализа особенностей, достоинств и недостатков этих методов в данной работе использован метод Ньютона для расчета потоков мощности в распределительной электрической сети.

В настоящее время активно развивается концепция интеллектуальной энергосистемы (Smart Grid). Имеется ряд работ по проблемам восстановления СЭС, использующих средства интеллектуальной энергосистемы. Одним из перспективных является мульти-агентный подход.

На основе выполненного анализа проблем восстановления систем электроснабжения при наличии распределенной генерации сформулирована постановка задач диссертации.

Вторая глава посвящена методическим основам и методам восстановления систем электроснабжения с распределенной генерацией после крупной аварии. Наличие распределенной генерации позволяет облегчить поддержание уровней напряжений в узлах распределительной электрической сети, уменьшить потери активной и реактивной мощности в сети, обеспечить более высокий уровень надежности электроснабжения потребителей за счет сохранения питания некоторых электроприемников от распределенной генерации при аварийном отключении основного пункта питания системы электроснабжения.

С учетом этого возникают важные задачи определения технологии восстановления СЭС в виде последовательности взаимосвязанных шагов (операций), включая определение послеаварийных состояний частей СЭС - «островов», восстановление питания потребителей, синхронизации «островов» с основной частью СЭС и т. д. В данной работе эти задачи при восстановлении СЭС решаются в соответствии с разработанной автором общей схемой процесса восстановления систем электроснабжения с распределенной генерацией.

Схема взаимосвязей этапов (операций) восстановления, отражающая стратегию деятельности персонала после аварийной ситуации в СЭС, показана на рис. 1. Эта схема характеризует общую картину процессов восстановления систем электроснабжения с распределенной генерацией, конкретные ситуации являются частными случаями реализации этой схемы и содержат определенные наборы действий в зависимости от последствий аварии.

Составляющие процесса восстановления СЭС, представленного на рис. 1, можно условно разбить на три группы. В первую группу входят операции 2-7, не имеющие системного характера и решающие некоторые локальные проблемы, не требующие сложных алгоритмов для их решения. Эти операции являются в определенном смысле подготовительными. Операция 1, хотя и имеет в некоторой мере системный характер, также является подготовительной для рассматриваемого процесса восстановления СЭС и составляет вторую группу. Операции 8-12, составляющие третью группу, имеют системный характер и требуют применения системных методов определения соответствующих решений. Такие методы и рассматриваются далее в данной работе.

Оценка послеаварийного состояния СЭС (операция 1 на рис. 1) включает ряд составляющих, основными из которых являются:

- оценка послеаварийных параметров режима сети (частоты, напряжений, токов, мощности генерации и потребления, перетоков по связям);

- анализ аварийной ситуации по степени тяжести и опасности для людей, электрооборудования, потребителей и т. п.;

- оценка состояния работоспособности объектов в различных частях системы в смысле наличия поломок, разрушений и возможности объекта выполнять свои функции хотя бы в частичном объеме;

- оценка наличия связей объектов с другими, электрической связности подсистем СЭС, «островов»;

- оценка готовности объектов по включению и набору нагрузки (генерации и потребителей).

Рис. 1. Схема восстановления систем электроснабжения с распределенной генерацией после аварий.

После оценки реального состояния СЭС в послеаварийной ситуации требуется при необходимости выполнить восстановление работоспособности основного пункта питания (операция 2), работоспособности распределенной генерации (операция 3), работоспособности коммутационных аппаратов оставшихся в работе участков СЭС (операция 4), работоспособности отключенных линий электропередачи (операция 5), а также выполнить подготовку обесточенных участков сети для коммутационных переключений (операция 6) и восстановление питания нагрузки в «островах» (операция 7). После этого осуществляется переход к выполнению системных операций восстановления 8-12, алгоритмы реализации которых изложены ниже.

Процесс восстановления СЭС с распределенной генерацией после аварий проходит некоторое множество состояний. В результате реализации процесса восстановления СЭС переводится в конечное состояние, соответствующее исходному или несколько сниженному уровню функционирования СЭС. Этот уровень определяется степенью и характером физических повреждений оборудования.

Время процесса восстановления СЭС зависит от готовности электрооборудования к работе, готовности потребителей к подключению, допустимого времени существования аварийного состояния объектов, готовности персонала к выполнению действий по переводу СЭС из одного состояния в другое, возможности сочетания процессов восстановления схемы и потребителей, инерционности процесса перевода системы из одного состояния в другое и т. п. В процессе восстановления СЭС для каждого состояния и при переходах из одного состояния к другому должны выполняться определенные схемно-технологические и режимные требования и ограничения.

Из схемы восстановления, приведенной на рис. 1, и перечисленных выше его особенностей видно, сколь это трудоемкий и нетривиальный процесс. В условиях восстановления достаточно сложных СЭС могут предъявляться жесткие требования к скорости и достоверности оценок ситуаций в системе и возможных действий персонала. В таких условиях для поддержки решений диспетчера по восстановлению СЭС необходимы соответствующие методические и программно-информационные средства, позволяющие анализировать конкретные действия по восстановлению системы, вырабатывать рациональную стратегию восстановления, обеспечивать необходимые режимные рекомендации и формирование ограничений на всех этапах восстановления работы СЭС.

Учитывая сложность анализа и оптимизации процесса восстановления сложной СЭС с распределенной генерацией после аварии, в данной работе процесс восстановления рассматривается как последовательность установившихся состояний СЭС при неучете динамики переходов из одного состояния в другое.

После подготовительных операций 1, 3, 4 и 7 необходимо восстановить в «островах» уровни частоты, напряжений в узлах и токов по связям до допустимых значений (операция 8 на рис. 1). Эта задача решается с помощью алгоритма, представленного на рис. 2. Основой алгоритма является метод Ньютона для расчета установившихся режимов СЭС. Дадим некоторые пояснения к этому алгоритму.

В послеаварийном режиме должны выполниться требования по качеству электроэнергии и ограничения по загрузке линий (ограничения на токи по условиям нагрева). Качество электроэнергии определяется отклонениями напряжения и частоты, симметрией трехфазного напряжения, формой кривой напряжения. Наиболее важными показателями являются отклонения напряжения и частоты.

1. Рассматривается отклонение частоты от номинального значения, т. е.

, (1)

где: fном - номинальная частота тока (fном =50 Гц); f- частота тока в момент расчета, а условие допустимости отклонения частоты определяется неравенством:

(2)

где: - допускаемое отклонение частоты.

Известно следующее соотношение между отклонением мощности и отклонением частоты в системе:

(3)

где Pг и Рн - суммарные активные мощности генерации и нагрузки системы, kf - статический коэффициент нагрузки, или

(4)

Из выражений следует, что для обеспечения качества электроэнергии по показателю частоты нужно:

или. (5)

2. Условия по отклонению напряжения определяются как:

, (6)

где: - максимальное отклонение напряжения в сети,

- допускаемое отклонение напряжения.

3. Условия работы проводов по нагреву определяются как:

(7)

где: Iij- ток в ветви ij, - допускаемый ток провода ветви ij.

Как следует из схемы на рис. 2, сначала проверяются условия по допускаемому отклонению частоты: , то есть .

Рис 2. Алгоритм определения состояния СЭС после крупной аварии.

Если , то , поэтому, чтобы обеспечить качество электроэнергии по показателю частоты, необходимо снижать мощность генерации в «острове» (); в обратном случае сначала используют возможную перегрузку генераторов: в нормальном режиме работы генераторы часто работают с нормальным уровнем мощности, но их предельная возможность выше: . Поэтому в случае выхода мощности генератора на ограничение () принимается (). После этого шага, если указанное условие еще не обеспечено, нужно уменьшать мощности нагрузок по категориям электроприемников потребителей и с учетом минимизации потерь активной мощности в сети. В программе определения послеаварийного режима СЭС по методу Ньютона, процесс уменьшения мощности нагрузок выполнен следующим образом:

+ на первом шаге алгоритм ищет, есть ли в сети электроприемники 3-ей категории или все уже отключены; если все, алгоритм начинает отключать электроприемники 2-ой категории. Если найдены необходимые электроприемники 3-ей категории, принимается этот вариант расчета. Если необходимый объем отключения электроприемников 3-ей категории найден, вычисляются суммарные потери активной мощности в сети.

На этом шаге имеются несколько вариантов, количество вариантов равно количеству электроприемников 3-ей категории потребителей, и выбранный вариант является вариантом, который имеет минимальные суммарные потери активной мощности. При переходе на другой вариант значения мощности отключенных электроприемников восстанавливаются.

+ на втором шаге алгоритм сравнивает значение РГ со значением РН. Если условие (5) удовлетворяется, процесс расчета останавливается; в обратном случае, процесс расчета будет повторен и расчет останавливается, когда .

+ в конце расчета, если , тогда значение активной мощности балансирующего узла определяется как:

(8)

где: - суммарные потери активной мощности в сети;

- сумма активной расчетной мощности нагрузок;

- сумма активной мощности генераторов, кроме балансирующого узла; Следующим этапом алгоритма является проверка допустимости токов в линиях электропередачи по нагреву. Если , производится дополнительное отключение нагрузки (Pн$) (по категориям электроприемников потребителей) в тех узлах «острова», к которым подходят перегруженные линии, процесс расчета выполняется, как отмечено выше.

Затем выполняется проверка допустимости отклонений напряжений в узлах «острова»: , то есть .

Если , то чтобы обеспечить качество электроэнергии по показателю напряжения, нужно уменьшать реактивную мощность генераторов «острова» () за счет снижения тока возбуждения генератора (). Когда этот ток уменьшается, напряжение на шинах генератора уменьшается соответственно. Однако значение реактивной мощности меняется в пределах (), значение напряжения на шинах генератора может изменяться соответственно. Процесс изменения реактивной мощности генераторов выполняется следующим образом:

+ 1-ый шаг: уменьшают реактивную мощность до минимального значения и параллельно проверяют условие по напряжению ().

+ 2-ой шаг: реактивная мощность генератора «острова» фиксируется , а условие по напряжению еще не обеспечено, тогда надо увеличивать активную и реактивную мощность нагрузок (), которые были отключены от сети при проверке условия по частоте. Изменение значений мощностей нагрузок будет менять потоки мощности линий и значения в выражениях (5) и (7), поэтому надо вернуться и проверить условия по частоте и токам.

В обратном случае необходимо увеличивать выработку реактивной мощности генератором () за счет увеличения тока возбуждения генератора (). Когда этот ток увеличивается, напряжение на шинах генератора увеличивается соответственно. Процесс изменения реактивной мощности генераторов выполняется как:

+ 1-ый шаг: увеличивают реактивную мощность до максимального значения и параллельно проверяют условие по напряжению ().

+ 2-ой шаг: реактивная мощность генератора «острова» фиксируется , а условие по напряжению еще не обеспечено, тогда надо уменьшать активную и реактивную мощности нагрузок () с учетом категорийности электроприемников. Изменение значения мощности нагрузок будет менять потоки мощности линий и значения в выражениях (5) и (7), поэтому надо вернуться и проверить условия по частоте и токам.

Во всех рассмотренных случаях подключения или отключения электроприемников потребителей с учетом их категорийности выбор решения осуществляется с использованием комбинаторного алгоритма. Эффективность его использования определяется сравнительно небольшой размерностью задач.

Работа алгоритма заканчивается после выполнения условий допустимости режима в «острове» по уровням частоты, напряжений и токов.

Условие допустимости режима в «острове» по уровню частоты является приоритетным по отношению к условиям по напряжениям в узлах нагрузки и токам в линиях. При этом может оказаться, что допустимые уровни напряжений и токов в «острове» несовместимы, т. е. электрический режим при заданных ограничениях на напряжения и токи не существует. Тогда итерационный процесс по алгоритму, представленному на рис. 2, не будет сходиться. Для контроля сходимости итерационного процесса в алгоритме предусмотрен счетчик итераций k. Если k>kзадан, ограничения по уровням напряжений отменяются и итерационный процесс заканчивается после выполнения условий допустимости режима по токам в линиях.

Синхронизация «острова» с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС осуществляется обычным способом: линия, по которой будет выполняться синхронизация, включается с одной стороны, затем за счет изменения угла ротора генератора в «острове» достигается совпадение по фазе векторов напряжения на клеммах остающегося отключенным выключателя, после чего производится включение этого выключателя.

Идеальные условия для синхронизации «острова» с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС достигаются при соблюдении следующих требований:

1) частота «острова» fо должна равняться частоте основной сети fс;

2) чередование фаз «острова» и основной сети должно быть одинаковым;

3) напряжение включаемой линии со стороны «острова» Uло должно быть равно напряжению со стороны основного пункта питания Uлс;

4) напряжения включаемой линии со стороны «острова» Uло и со стороны основного пункта питания Uлс должны быть равными по фазе.

После аварии «острова» самостоятельно работают в нормальном режиме, определяемом с использованием алгоритма на рис.2 со значениями частоты в допустимых пределах. Кроме того, остальная сеть, примыкающая к основному пункту питания, имеет большую мощность; поэтому ее частота сохраняется на постоянном значении. Таким образом, первое условие выполняется. При этом допускается скольжение до 2%.

Перед отключением основного пункта питания от сети генераторы параллельно работают с основным пунктом питания, и во время «островного» режима их конструкция не изменилась. Поэтому выполнение второго условия обеспечено автоматически.

Реализация третьего условия может быть выполнена с использованием описанного выше алгоритма (см. рис.2). Сначала, определяют значения напряжений на клеммах остающегося отключенным выключателя, который используется для синхронизации. Если (), регулируется ток возбуждения генераторов в «островах», после чего добиваются равенства напряжения . Затем пересчитывается электрический режим «острова».

После этого за счет изменения угла ротора генератора в «острове» достигается совпадение по фазе векторов напряжения на клеммах остающегося отключенным выключателя, после чего производится включение этого выключателя.

С учетом особенностей принятого подхода к рассмотрению процесса восстановления СЭС как последовательности установившихся состояний системы синхронизация «острова» с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС алгоритмически реализуется весьма просто следующим образом. Пусть на клеммах остающегося отключенным выключателя фазы напряжений имеют значения и , при этом . Синхронизация осуществляется при , т. е. . Для выполнения этого условия необходимо во всех узлах «острова» изменить фазы напряжений на одну и ту же величину Dd, т. е. , где и - первоначальное и измененное значения фазы напряжения в узле i, n – число узлов в «острове».

После синхронизации «островов» с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС к восстановленной схеме могут быть подключены погашенные части СЭС, не попавшие в послеаварийном состоянии системы в «острова». Фактически эта задача связана с последовательной (итерационной) реализацией операции 10 (см. рис.1).

Реализация операции 10 не вызывает затруднений, она связана с включением в работу линий, в результате отключения которых образовалась в послеаварийном состоянии изолированная часть СЭС, не имеющая источника питания, а также подключением потребителей к узлам распределительной сети.

При выполнении расчета установившего режима работы «островов» при использовании алгоритма на рис.2, может оказаться, что у распределенных генераторов не хватает мощности для питания всех потребителей, поэтому для обеспечения условий по частоте и напряжению в «островах» (операция 8) необходимо было отключать неответственные потребители в зависимости от категории (электроприемники третей категории). Поэтому после синхронизации «островов» с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС может быть восстановлено питание нагрузки внутри синхронизированных «островов». Фактически эта задача связана с последовательной (итерационной) реализаций операции 11 (см. рис. 1).

Реализация операции 11 может быть выполнена по изложенному выше алгоритму (см. рис.2) при условии, что контроль допустимости значения частоты проходит без затруднений, поскольку после синхронизации «острова» с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС частота в СЭС определяется основной системой и поддерживается на стабильном допустимом уровне.

Рассмотренные выше общая схема и методы решения конкретных задач на различных этапах восстановления системы электроснабжения с распределенной генерацией показывают, насколько сложным и нетривиальным является этот процесс, особенно для сложной схемы. При этом последовательность шагов в процессе восстановления может быть разной и можно говорить о некой рациональной последовательности шагов восстановления с точки зрения принятых критериев. В качестве критериев могут рассматриваться минимум суммарного недоотпуска электроэнергии потребителям СЭС, минимальное время восстановления и др.

С учетом принятого в работе рассмотрения процесса восстановления как последовательности установившихся состояний СЭС целесообразным критерием оптимизации является минимум суммарного недоотпуска электроэнергии потребителям СЭС. Поскольку временные характеристики продолжительности каждого шага восстановления и переходов между шагами не учитываются, задача минимизации недоотпуска электроэнергии оказывается в определенном смысле условной: на очередном шаге выбирается та операция, которая гарантирует наибольшее сокращение дефицита мощности в СЭС. В этом смысле, например, приоритетной операции является скорейшее подключение обесточенных потребителей в противовес синхронизации «островов» с основной частью СЭС, которая не приводит к сокращению дефицита мощности.

С учетом рассмотренных допущений оптимизация процесса восстановления СЭС показана в п.3.6 на примере схемы района Ми Хао провинции Хынг Иэн Вьетнама.

Для реализации технологии восстановления СЭС с распределенной генерацией после аварии могут быть использованы многие методы, один из них основан на применении интеллектуальных устройств – агентов.

Мульти-агентная система восстановления СЭС с распределенной генераций после аварии должна включать два уровня: уровень «островов» и координирующий уровень. Агенты «островов», решающие локальные задачи внутри «островов», устанавливаются у установок распределенной генерации. Координирующие агенты, выполняющие координирующие функции в отношении агентов «островов», целесообразно устанавливать на подстанции основного пункта питания (на одной из таких подстанций, если имеется более одного основного пункта питания). Каждый агент решает свою совокупность задач, которые перечислены ниже, получая информацию от системы информационного обеспечения СЭС и от других агентов, выдавая информацию по результатам решения своих задач другим агентам, а также выдавая рекомендации по реализации управляющих воздействий персоналу или устройствам и системам управления объектов СЭС.

Мульти-агентная система восстановления СЭС после аварии начинает свою работу с выполнения задач координирующего агента № 1. Эти задачи в основном относятся к (см. общую схему восстановления СЭС после аварии на рис.1) операции 1. Состав и степень реализации задач операции 1 при их реализации в составе координирующего агента № 1 зависят от степени оснащения восстанавливаемой системы электроснабжения телеизмерениями параметров режима и телесигналами состояния коммутационных аппаратов и других устройств. При слабой оснащенности СЭС телеизмерениями и телесигнализацией задачи координирующего агента № 1 вырождаются, в предельном случае эти задачи будут выполняться вручную персоналом.

Операции 2-7 общей схемы восстановления СЭС выполняются обслуживающим персоналом непосредственно на месте или дистанционным управлением и не относятся к функциям координирующего агента № 1.

В результате функционирования координирующего агента № 1 становятся известными состав «островов», их структура в смысле включенного оборудования, параметры послеаварийных режимов «островов». После выполнения своих функций координирующий агент № 1 передает указанную информацию агентам «островов» и запускает их в работу.

Агенты «островов» работают параллельно и выполняют задачи операции 8 (см. рис.1) по соответствующим алгоритмам. В случае, если в составе «острова» оказывается более одной установки распределенной генерации и, соответственно, более одного агента, один из агентов, заранее обозначенный «ведущим», берет выполнение задач операции 8 по «острову» на себя. Остальные агенты этого «острова» отключаются от мульти-агентной системы.

Каждый агент соответствующего «острова» после завершения выполнения своих задач передает полученную в результате работы алгоритмов операции 8 информацию координирующему агенту №2, который выполняет системные задачи, относящиеся к операциям 9-12 (см. рис.1), после чего работа мульти-агентной системы восстановления СЭС заканчивается.

В третьей главе дан краткий обзор современного состояния электроэнергетической системы (ЭЭС) провинции Хынг Иэн Вьетнама. Подробно рассмотрены результаты исследования разработанных методов и алгоритмов на схеме СЭС района Ми Хао провинции Хынг Иэн Вьетнама. В качестве исследуемой сети рассмотрена упрощенная сеть района Ми Хао провинции Хынг Иэн Вьетнама. В нормальном режиме работы потребители получают электроэнергию из основного пункта питания - ГЭС (через подстанцию 110/35 кВ), имеющего большую мощность, и шести распределенных генераторов (РГ 1-6). Схема содержит 187 узлов и 185 связей.

Для данного исследования рассмотрены два сценария расчета. Каждый сценарий расчета имеет свои особенности, описанные ниже.

Рис.3. Послеаварийная схема по 1-ому сценарию расчета

·  Сценарий расчета 1 – которое замыкание на линии 1-2 с последующим ее отключении релейной защитой. При отключении линии от основного пункта питания система электроснабжения разделяется на шесть «островов» (А, Б, В, Г, Д, Е), которые будут работать независимо друг от друга и автономно от основной электрической сети в послеаварийном режиме; часть узлов остальной части схемы (узлы 2-21; 43, 44, 53-57 и 113-128) оказались обесточенными. На рис. 3 представлена схема формирования «островов» для сценария ра. Границы «островов» зависят от значений нагрузки в узлах в соответствии с графиками нагрузки потребителей и обеспечивают самое большое количество потребителей, которые могут подключиться к сети (получать электроэнергию от сети).

Результаты расчетов послеаварийных состояний «островов» для сценария 1 в шести «островах» А, Б, В, Г, Д, Е при использовании алгоритма рис.2 (операция 8 на рис.1) представлены на рис.4-9, соответственно, диаграммами уровней напряжений в узлах. Сплошными горизонтальными линиями показаны допустимые пределы изменения напряжений. Для обеспечения условия по отклонению частоты необходимо отключить от сети: в «острове» А- 3 потреби, 51, 52, и в этом случае значение активной мощности распределенного генератора фиксируется значением: МВт (начальное значение МВт), в «острове» Б - 6 потребителей - 68, 69, 87, 88, 89, 90, и в этом случае значение активной мощности распределенного генератора фиксируется значением: МВт (начальное значение МВт); в «острове» В - одного потреби, и в этом случае значение активной мощности распределенного генератора фиксируется значением: МВт (начальное значение МВт); в «острове» Г- 4 потреби, 109, 112, 129, и в этом случае значение активной мощности распределенного генератора фиксируется: МВт (начальное значение МВт); в «острове» Д - одного потреби, и в этом случае значение активной мощности распределенного генератора фиксируется значением: МВт (начальное значение МВт); а в «острове» Е - необходимо увеличить мощность распределенного генератора, и в этом случае, значение активной мощности распределенного генератора фиксируется: МВт (начальное значение МВт). Видно, что послеаварийный режим в части уровней напряжений в узлах «островов» является допустимым. Частота и токи линий в «островах» также в допустимых пределах.

Рис.4. Результаты расчета величин напряжений в «острове» А

Рис.5. Результаты расчета величин напряжений в «острове» Б

Рис. 6. Результаты расчета величин напряжений в «острове» В

Рис.7. Результаты расчета величин напряжений в «острове» Г

Рис.8. Результаты расчета величин напряжений в «острове» Д

Рис.9. Результаты расчета величин напряжений в «острове» Е

·  Сценарий расчета 2 – которое замыкание на линии 111-129 с последующим ее отключении релейной защитой; в результате сформирована часть СЭС А, примыкающая к основному пункту питания и не потерявшая электроснабжения, и «остров» Б. На рис.10 представлена схема формирования «островов» для сценария ра. Часть СЭС А содержит 127 улов нагрузки, 3 распределенных генератора (РГ1, РГ2, РГ3) и основной пункт питания, имеющий бесконечную мощность. «Остров» Б состоит из 53 улов и 3 остающихся распределенных генератора (РГ4, РГ5, РГ6).

Рис.10. Послеаварийная схема по 2-ому сценарию расчета

Результаты расчетов послеаварийных режимов для сценария 2 в части СЭС А и «острове» Б (операция 8 на рис.1) представлены на рис.11 и рис.12 диаграммой уровней напряжений в узлах. Для обеспечения условия по отклонению частоты необходимо увеличить мощность распределенных генераторов в «острове» Б, и в этом случае значение активной мощности распределенных генераторов соответственно фиксируется значениями: МВт, МВт, МВт. Послеаварийный режим в части уровней напряжений в узлах и токов в линиях является допустимым.

Рис.11. Результаты расчета величин напряжений в части СЭС А

Рис.12. Результаты расчета величин напряжений в «острове» Б

После аварии сеть разделена на «острова», для восстановления СЭС необходимо выполнить синхронизацию «островов» с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС. Для этого рассмотрены четыре условия: по частоте, по чередованию фаз напряжений, по величинам напряжений и по значениям фаз напряжений. При использовании алгоритма рис.2 для определения послеаварийного состояния «островов» два условия (по частоте, по чередованию фаз напряжения) не требуется учитывать при рассмотрении процесса синхронизации «островов», а еще два остающиеся условия необходимо рассмотреть.

Для сценария расчета 1 при реализации синхронизации «островов» с основным пунктом питания надо выполнить следующую очередность действий:

+ первый этап: восстановление работы линии 1-2 с включением выключателей, находящихся на этой линии. После этого этапа несколько потребителей СЭС отказываются подключенными к сети (потреби; 53-57);

+ второй этап: реализация регулирования тока возбуждения генераторов, изменения углов роторов генераторов в «островах» А, В, Г для обеспечения условий по величине напряжения и по значению фазы напряжения. Видно, что для выполнения синхронизации «островов» с основным пунктом питания надо использовать выключатели на линиях. При выполнении этого шага необходимо проверить условия по напряжению на клеммах остающегося отключенным выключателя на каждой линии;

+ третий этап: синхронизация «островов» А, В, Г с основным пунктом питания. После реализации 2-го этапа включаются выключатели на линиях: 21-22 для синхронизации «острова» А с основным пунктом питания, 8-58 для синхронизации «острова» В с основным пунктом питания, 2-107 для синхронизации «острова» Г с основным пунктом питания.

+ четвертый этап: реализация регулирования тока возбуждения генераторов, изменения углов роторов генераторов в «островах» В, Д для обеспечения условий по величине напряжения и по значению фазы напряжения. При выполнении этого шага необходимо проверить условия по напряжению на клеммах остающегося отключенным выключателя на этой линии.

+ пятый этап: синхронизация «островов» Б, Д с основным пунктом питания. После реализации третьего и четвертого этапов включаются выключатели на линиях: 65-66 для синхронизации «острова» Б с основным пунктом питания, 130-148 для синхронизации «острова» Д с основным пунктом питания.

+ последний этап: синхронизация «острова» Е с основным пунктом питания. Сначала выполняется реализация регулирования тока возбуждения генератора, изменения угла ротора генератора в «острове» для обеспечения условий по величине напряжения и по значению фазы напряжения. После этого включается выключатель на линии 162-163 для синхронизации «острова» Е с основным пунктом питания. Результаты расчетов установившегося режима сети после успешной синхронизации при использовании алгоритма рис.2 представлены на рис.13 диаграммой уровней напряжений в узлах. Видно, что уровни напряжений в узлах в пределах нормы.

Рис.13. Результаты расчета напряжений в узлах после успешной синхронизации для сценария расчета №1.

Для сценария расчета 2, при коротком замыкании на линии 111-129 и формировании «острова» (см. рис.10), для синхронизации «острова» с основным пунктом питания надо включать выключатели на линии 111-129. При выполнении этого действия необходимо проверить условия по напряжению на клеммах остающегося отключенным выключателя на линии 111-129. Результаты расчетов установившегося режима сети после успешной синхронизации представлены на рис.14 диаграммой уровней напряжений в узлах. Видно, что уровни напряжений в узлах в пределах нормы.

Рис.14. Результаты расчета напряжений в узлах после успешной синхронизации для сценария расчета №2.

После синхронизации «островов» с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС к восстановленной схеме необходимо подключить погашенные части СЭС (узла со 113 до 128 в сценарии ра), не попавшие послеаварийном состоянии системы в «острова», и восстановить питание нагрузки внутри синхронизированных «островов» (в сценарии расчета №1 еще имеются 14 потребителей, отключенных от сети: 50, 51, 52 (в «острове» А), 106 (в «острове» Б), 68, 69, 87, 88, 89, 90 (в «острове» В), 108, 109, 129 (в «острове» Г), 181 (в «острове» Д), а потребиподключен к сети). Результаты расчетов установившегося режима сети после восстановления питания нагрузки внутри синхронизированных «островов» представлены на рис.15 диаграммой уровней напряжений в узлах. Видно, что уровни напряжений в узлах в пределах нормы. Во втором сценарии расчета нет потребителей, не получающих электроэнергию в послеаварийном режиме, поэтому операция подключения погашенных частей СЭС здесь не требуется.

Рис.15. Результаты расчета напряжений в узлах после восстановления

Процесс восстановления системы электроснабжения может выполняться по разливным вариантам. Рациональный вариант является вариантом, который имеет минимальный суммарный недоотпуск электроэнергии потребителям и минимальное время восстановления СЭС.

Восстановление СЭС из послеаварийной схемы рис. 3 может выполняться следующим образом:

+ первый вариант: процесс восстановления СЭС выполнен как рассмотрено выше, т. е. для восстановления СЭС сначала необходимо восстановить работу линии 1-2 с включением выключателей, находящихся на этой линии, следующий шаг - синхронизировать «острова» А, В, Г с основным пунктом питания. Потом реализуют синхронизацию «островов» Б, Д с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС, после этого выполняют синхронизацию последнего «острова» Е с основной сетью. И последний этап выполняют подключением погашенных частей СЭС, не попавших в «острова», и восстановлением питания нагрузки внутри синхронизированных «островов».

+ второй вариант: процесс восстановления СЭС выполнен шаг за шагом, т. е. для восстановления СЭС сначала необходимо восстановить работу линии 1-2 с включением выключателей, находящихся на этой линии, следующий шаг - синхронизировать «остров» А с основным пунктом питания. В порядке очередности реализуют синхронизацию «островов» В, Г, Б, Д, Е с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС. И последний этап выполняют подключением погашенных частей СЭС, не попавших в «острова», и восстановлением питания нагрузки внутри синхронизированных «островов».

+ третий вариант: процесс восстановления СЭС выполнен следующим образом: сначала необходимо восстановить работу линии 1-2 с включением выключателей, находящихся на этой линии, следующий этап - синхронизировать «острова» А, В, Г с основным пунктом питания. После этого выполняют подключение погашенных частей СЭС (от узла 113 до узла 128), не попавших в «острова», и восстановление питания нагрузок внутри этих синхронизированных «островов». Следующий шаг реализуют синхронизацией «островов» Б, Д с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС, после этого выполняют восстановление питания нагрузок внутри этих синхронизированных «островов». И последний этап - синхронизуют последний «остров» Е с основной сетью (в этом «острове» не было отключений нагрузок).

+ четвертый вариант: процесс восстановления СЭС выполнен следующим образом: сначала необходимо восстановить работу линии 1-2 с включением выключателей, находящихся на этой линии, следующий шаг - синхронизировать «остров» А с основным пунктом питания и после этого сразу восстановить питание нагрузок внутри этого «острова». В порядке очередности реализуют синхронизацию «островов» В, Г, Б, Д, Е с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС и восстановление питания нагрузок внутри этих «островов». И последний этап - выполняют подключение погашенных частей СЭС, не попавших в «острова».

Результаты процесса восстановления СЭС после аварии для описанных четырех вариантов представлены на рис. 3.23. По оси ординат отложена суммарная нагрузка потребителей в схеме, получающих электроэнергию в доаварийном режиме, после аварии и на каждом шаге восстановления, которые представлены по оси абсцисс. При этом снижение питаемой нагрузки на первом шаге восстановления с 38 до 9 МВт определяется результатами реализации операции 8 для «островов». Линиями 1, 2, 3, 4 показаны результаты, соответственно, по 1-ому, 2-ому, 3-ему и 4-ому вариантам. Видно, что первый и третий варианты имеют минимальный суммарный недоотпуск электроэнергии потребителям, но первый вариант имеет минимальное время (минимальное число шагов) восстановления СЭС, поэтому он является рациональным вариантом для восстановления СЭС после аварии.

Рис. 16. Результаты оптимизации процесса восстановления СЭС

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе получены следующие основные результаты:

1. Разработана общая схема процесса восстановления систем электроснабжения с распределенной генерацией и сформулирована последовательность операций при выполнении восстановления системы электроснабжения.

2. Разработан и исследован алгоритм определения допустимых послеаварийных состояний «островов» после аварии с использованием итерационного метода Ньютона в сочетании с минимизацией суммарных потерь активной мощности в сети.

3. Разработаны и исследованы условия и процесс синхронизации «островов» с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС в процессе восстановления.

4. Разработан и исследован процесс подключения погашенных частей СЭС, не попавших в «острова», к системе электроснабжения с распределенной генерацией.

5. Разработан и исследован процесс восстановления питания нагрузки внутри синхронизированных «островов».

6. Разработаны принципы реализации технологии восстановления системы электроснабжения с распределенной генерацией на основе мульти-агентного подхода.

7. Выполнены исследования на основе разработанного подхода на схеме CЭС района Ми Хао провинции Хынг Иэн Вьетнама для двух сценариев расчета, подтвердившие эффективность сформулированной технологии и разработанных методов. Для каждого сценария расчета определен рациональный процесс восстановления с точки зрения минимума недоотпуска электроэнергии потребителям.

Направления дальнейших исследований связаны с рассмотрением динамики поведения установок распределенной генерации и динамических объектов СЭС в процессе ее восстановления.

ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Научные статьи, опубликованные в изданиях по списку ВАК

1. , . Восстановление системы электроснабжения с распределенной генерацией после крупной аварии // Промышленная энергетика, 2011, № 8.

Публикации в других изданиях

2. , . Схема процесса восстановления системы электроснабжения при наличии распределенной генерации // Материалы Всероссийской научно-технической конференции «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири», Иркутск: ИрГТУ, 2009.

3. , . Задачи восстановления системы электроснабжения с распределенной генерацией после потери основного пункта питания // Материалы Всероссийской научно-технической конференции «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири», Иркутск: ИрГТУ, 2010.

4. . Операции при восстановлении системы электроснабжения с распределенной генерацией // Материалы Всероссийской научно-технической конференции «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири», Иркутск: ИрГТУ, 2011.

5. . Исследование процесса восстановления системы электроснабжения с распределенной генерацией после крупной аварии // Сборник трудов V Всероссийской научно-практической конференции «Научная инициатива иностранных студентов и аспирантов российских вузов», Томск, 2011.

6. . Проблема восстановления системы электроснабжения с распределенной генерацией после крупной аварии и методы ее решения // Тр. молод. учен. ИСЭМ СО РАН. Вып. 41. – Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2011.

Отпечатано в ИСЭМ СО РАН

Иркутск, .

Заказ 135. Тираж 100 экз.