Контроль устойчивости режимов электрических сетей с распределенной генерацией тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат наук Шиллер, Мария Александровна

• Шиллер, Мария Александровна
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Шиллер, Мария Александровна

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ УСТОЙЧИВОСТИ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ И ИХ ПРИМЕНЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ С РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИЕЙ

1.1 Проблема присоединения малой синхронной генерации к существующим электрическим сетям

1.2 Методы контроля устойчивости режима электроэнергетической системы

1.2.1 Классические методы анализа статической устойчивости

1.2.2 Методы контроля устойчивости при управлении ЭЭС по данным БСАЭА

1.2.3 Методы контроля статической апериодической устойчивости по данным синхронизированных векторных измерений

1.3 Возможности применения технологии контроля устойчивости режима на базе синхронизированных векторных измерений в электрической сети с распределенной генерацией

1.4 Выводы

2 РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ ИДЕНТИФИКАЦИИ ОБОБЩЕННОЙ МОДЕЛИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ДЛЯ КОНТРОЛЯ ОГРАНИЧЕНИЙ ПО СТАТИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ

2.1 Анализ существующих методов идентификации параметров обобщенной модели энергосистемы для контроля ограничений по статической устойчивости

2.2 Методы повышения эффективности идентификации параметров обобщенной модели ЭЭС в реальном времени

2.2.1 Определение СВП ЭДС генераторов как решение задачи идентификации системы при управлении

2.2.2 Экспертная оценка параметров режима с целью извлечения максимальной априорной информации о структуре идентифицируемой модели

2.2.3 Снижение влияния плохой обусловленности информационной матрицы

2.2.4 Последовательная регрессионная идентификация модели

2.3 Выводы

3 ИМИТАЦИОННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ СТАТИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ РЕЖИМА ПО ОБОБЩЕННОЙ МОДЕЛИ ЭЭС

3.1 Исследование эффективности модифицированных методов идентификации обобщенной модели в системе контроля устойчивости

3.1.1 Выбор средств имитационного моделирования

3.1.2 Программная реализация сис1емы контроля устойчивости режима по данным синхронизированных векторных измерений

3.2 Моделирование режимов энергосистем с распределенной генерацией и системой контроля устойчивости

3.3 Применение технологии в передающей сети с крупными электростанциями

3.4 Выводы

4 РАЗРАБОТКА ПРОТОТИПА АВТОМАТИКИ КОНТРОЛЯ УСТОЙЧИВОСТИ И ПРОВЕРКА ЕГО РАБОТОСПОСОБНОСТИ НА ЭЛЕКТРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ

4.1 Описание электродинамической модели энергосистемы Испытательного центра при кафедре АЭЭС НГТУ

4.2 Измерительный комплекс БМАИТ-ХУАМБ в составе электродинамической модели энергосистемы

4.2.1 Общая характеристика измерительного комплекса ЗМАЯТЛУАМБ ЭДМ

4.2.2 Дополнительные компоненты измерительного комплекса БМАЯТ-ШАМБ для прототипа автоматики контроля устойчивости

4.2.3 Верификация ЗМДЯТ-ДУАМБ для испытаний прототипа автоматики контроля устойчивости

4.3 Программа и результаты испытаний прототипа контроля ограничений по устойчивости режима на электродинамической модели энергосистемы

4.4 Режимные условия для получения достоверных ограничений по статической

устойчивости

4.5 Требования к системе регистрации параметров режима при использовании системы контроля ограничений по статической устойчивости режима в электрической сети с распределенной генерацией

4.6 Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А. Акты внедрения

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Протокол испытаний

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Контроль устойчивости режимов электрических сетей с распределенной генерацией»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы

В настоящее время тенденция к децентрализации производства электроэнергии и широкое распространение распределенной генерации обусловлено: ростом тарифов на технологическое присоединение, небольшими сроками ввода в эксплуатацию, возможностью решения проблемы утилизации попутного нефтяного газа, развитием розничных рынков электроэнергии и др. Распределенная генерация в России это, как правило, когенерация (синхронная генерация) на различных видах топлива, малые ГЭС, подключаемые к электрическим сетям 110/35-10/6 кВ, а также изолированно работающие энергосистемы (ИРЭС) с распределенной генерацией.

Наличие распределенной генерации существенно изменяет схемно-режимные свойства электроэнергетических систем (ЭЭС) и, прежде всего, ранее пассивных распределительных электрических сетей.

Использование применяемых в централизованных энергосистемах технологий планирования и управления режимами в электрических сетях с распределенной генерацией и ИРЭС нецелесообразно, т.к. они базируются на подробной цифровой модели ЭЭС, отражающей топологию сети, параметры всех элементов, что ведет к росту размерности решаемых задач, усложнению системы управления, а также трудно обеспечивается в условиях недостаточной автоматизации распределительных электрических сетей.

Нецелесообразность применения традиционных технологий в электрических сетях с рарпределенной генерацией и изолированно работающих распределенных энергосистемах делает актуальным и необходимым разработку и внедрение целого комплекса новых технологий, обеспечивающего благоприятные условия для интеграции распределенной генерации в существующие

I

электроэнергетические системы или создание изолированно работающих распределенных энергосистем.

В составе таких технологий должна быть и технология автоматического контроля статической устойчивости в нормальных и послеаварийных режимах протяженных энергорайонов и изолированно работающих энергосистем. Развитие современных систем измерения и регистрации режимных параметров дает техническую возможность для разработки и внедрения такой технологии. Синхронизированные векторные измерения позволяют получать модели для учета ограничений по устойчивости режима ЭЭС в задачах оперативного и автоматического противоаварийного управления, соответствующие текущим режимам сети, без их полного контроля.

На кафедре Автоматизированных электроэнергетических систем (АЭЭС) НГТУ была разработана! и запатентована технология контроля устойчивости включенных в электрическую сеть синхронных машин по данным синхронизированных векторных измерений. В ее основе - определяемая по регистрограммам параметров текущего режима в узлах генерации актуальная модель энергосистемы, характеризующая связь между ЭДС наблюдаемых генераторов или их эквивалентных групп. Многостадийное представление ПАР энергосистемы с выделением приоритетных задач управления на каждом из этапов является одной из особенностей технологии. С применением данной технологии контроль устойчивости режима ЭЭС можно осуществлять на различных иерархических уровнях управления ЭЭС. По теме исследования

I

выполнено две диссертационные работы: А.И. Дехтеревым, в которой экспериментально подтверждена работоспособность системы мониторинга запасов устойчивости Э^С, построенной на основе идентификации матрицы собственных и взаимных проводимостей ЭДС генераторов по данным

I

синхронизированных регистрограмм переходных процессов на шинах электростанций и Д.В. Тутундаевой, в которой предложен целый комплекс моделей для контроля ограничений по устойчивости и допустимости параметров режима ЭЭС, которые являются теоретической основой для совершенствования технологии контроля и нормирования запасов устойчивости ЭЭС.

(

Цслыо настоящей | работы является создание и испытание прототипа автоматики контроля устойчивости ЭЭС по данным синхронизированных векторных измерений,! как для экспериментального подтверждения работоспособности разработанной технологии, так и для определения особенностей ее применения в электрических сетях с распределенной генерацией.

Для достижения цели поставлены и решены следующие задачи:

1. Анализ проблемы подключения генерации к распределительным сетям и постановка задачи обеспечения устойчивости режима.

2. Анализ применимости существующих технологий контроля устойчивости и особенностей режимов в электрических сетях с распределенной генерацией.

3. Анализ причин ,недостаточной эффективности предложенных ранее методов контроля устойчивости режимов параллельной работы синхронных машин по данным синхронизированных векторных измерений.

4. Разработка метрдов повышения эффективности идентификации параметров модели ЭЭС для контроля ограничений по статической устойчивости в режиме реального времени.

5. Программная реализация предложенных методов в прототипе автоматики контроля ограничений по статической устойчивости режима ЭЭС на базе синхронизированных векторных измерений в режиме реального времени.

6. Проведение испытаний прототипа автоматики контроля ограничений по статической устойчивости режима на электродинамической модели энергосистемы.

7. Определение требований к системе синхронизированных векторных измерений при контроле устойчивости в электрической сети с распределенной генерацией.

Предмет исследования - методы и автоматика контроля устойчивости режима электроэнергетической системы в реальном времени.

Объект исследования - электрические сети напряжением 110/35-10/6 кВ с распределенной генерацией и изолированно работающие распределенные энергосистемы.

Методы исследования

При разработке алгоритмов прототипа автоматики контроля устойчивости режимов электрических сетей с распределенной генерацией по данным синхронизированных векторных измерений использовались регрессионные методы идентификации систем, методы построения экспертных систем, методы теории планирования эксперимента.

При разработке прототипа для моделирования режимов энергосистемы использовались методы имитационного моделирования, испытание прототипа проводилось на физической модели энергосистемы.

Положения, выносимые на защиту:

1. Повышенный уровень нерегулярных колебаний установившегося режима в электрических сетях с распределенной генерацией позволяет автоматике на базе синхронизированных векторных измерений идентифицировать обобщенную модель ЭЭС в форме матрицы собственных и взаимных проводимостей ЭДС генераторов или их эквивалентных групп для последующего контроля устойчивости.

2. Структура взаимных движений синхронных машин, в общем случае, не является постоянной, что позволяет на основе корреляционного анализа выявлять в одном процессе множество структур движения, идентифицировать для них обобщенные модели ЭЭС для адаптивного управления мощностью генераторов.

I

3. Двухэтапная фильтрация данных с последовательным применением экспертных правил для априорного определения структуры идентифицируемой модели и формирования | выборки квазиустановившихся режимов по критерию

минимизации дисперсий получаемых параметров обеспечивает надежную

1

идентификацию обобщенной модели ЭЭС.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Впервые разработан прототип автоматики контроля устойчивости режимов электрических сетей р распределенной генерацией по данным синхронизированных векторных измерений.

2. Впервые экспериментально доказана работоспособность автоматики контроля устойчивости по данным синхронизированных векторных измерений (СВИ).

3. Доказана необходимость и предложены методы фильтрации данных для получения надежного результата при работе автоматики контроля ограничений по статической устойчивости в режиме реального времени.

4. Предложена структура автоматики контроля устойчивости режимов электрических сетей с распределенной генерацией по данным СВИ, объединяющая функции противоаварийной и технологической автоматики, что позволяет отказаться от необходимости организации оперативно-диспетчерского управления их режимами..

Практическая значимость результатов работы:

1. Разработанный прототип может служить основой для создания серийных устройств автоматики контроля устойчивости режимов по данным СВИ как составляющей комплексу автоматик, обеспечивающих управление режимами электрических сетей с распределенной генерацией.

2. Разработанный црототип может служить также основой автоматики

предотвращения нарушений устойчивости в традиционных энергосистемах.

1 !

3. Результаты, полученные ¡в диссертационной работе, приняты для разработки опытных образцов автоматики контроля устойчивости ЗАО «Институт автоматизации энергетических систем», внедрены в учебный процесс и

используются при чтении лекций по курсу «Интеллектуальные электрические

!

сети», выполнении выпускных квалификационных работ, а также проведении лабораторных работ по дисциплине «Экспериментальный практикум».

Достоверность результатов работы подтверждена сопоставлением результатов вычислительных экспериментов с применением предложенных методов контроля устойчивости с результатами определения предельных режимов традиционным методом при имитационном моделировании, а также при физическом моделировании электроэнергетической системы.

Апробация результатов работы

Результаты исследования докладывались и обсуждались на Всероссийской научной студенческой конференции молодых ученых «Наука. Технологии. Инновации» (г. Новосибирск, 2009), XII Всероссийском студенческом научно-техническом семинаре «Энергетика: экология, надежность, безопасность» (г.Томск, 2010), всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодежи» (г. Екатеринбург, 2010), Международной молодежной научно-технической конференции «Управление, информация и оптимизация в электроэнергетических системах» (г.Новосибирск, 2011), Международной научнр-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодёжи» (г. Екатеринбург, 2012), научных семинарах «Smart Grid» кафедры АЭЭС НГТУ (г. Новосибирск, 2013-2014), семинаре «Проблемы подключения и эксплуатации малой генерации» при кафедре АЭС УралЭНИН УрФУ им. Первого Президента России Б.Н. Ельцина (г. Екатеринбург, 2015).

Публикации ,

По теме диссертации опубликовано 13 работ, в том числе 2 научные статьи в изданиях, входящих в перечень рекомендованных ВАК РФ, и 11 публикаций в международных и российских изданиях, материалах международных и всероссийских конференций.

Личный вклад соискателя

В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежит формализация поставленных задач, разработка алгоритмов прототипа автоматики контроля устойчивости режимов электрических сетей, тестирование алгоритмов при имитационном моделировании режимов ЭЭС, проведение при содействии специалистов Испытательного центра устройств контроля и управления режимами ЭЭС при кафедре А^ЭС НГТУ (далее - Испытательный центр) испытаний прототипа автоматики на физической модели ЭЭС.

Структура и объём, работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического списка литературы, включающего 87 наименований, и 2 приложений. Общий объём работы составляет 156 страниц, включая 16 таблиц и 36 рисунков.

1 АНАЛИЗ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ УСТОЙЧИВОСТИ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ И ИХ ПРИМЕНЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ С РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИЕЙ

1.1 Проблема присоединения малой синхронной генерации к существующим

электрическим сетям

I

Строительство объектов распределенной генерации является сегодня одной из основных тенденций, определяющих векторы развития электросетевого комплекса в России. Распространение распределенной генерации обусловлено

ростом тарифов па технологическое присоединение к существующим

I

электрическим сетям, сопоставимой стоимостью электрической энергии от

I

централизованной системы электроснабжения и от собственных генерирующих установок для промышленных потребителей, небольшими сроками ввода в эксплуатацию. Распространению распределенной генерации способствует также развитие новых высокоэффективных энергетических технологий, рост доли газа в топливоснабжении электростанций, требования к утилизации попутного газа,

( I

являющегося побочным продуктом нефтедобычи [1-5].

Понятие распределенной генерации широко трактуется в российской и зарубежной литературе.! Генерирующие установки небольшой мощности, подключаемые в различных точках электрической сети на напряжении ниже 110кВ, использующие различные виды источников энергии, называют «распределенной» генерацией (distributed generation) или «рассредоточенная генерация» (dispersed generation), «включенной» (embedded generation). Установки распределенной генерации классифицируют по установленной мощности

единичного генерирующего оборудования, которые варьируется в различных

i

странах от десятков кВт ,цо 100 МВт, по классу напряжения электрической сети схемы выдачи мощности, по видам производимого энергорусурса, по режиму

I

работы по отношению к энергосистеме [6-7]. Распределенная генерация в России это, как правило, когенерация, синхронная генерация на различных видах топлива, малые ГЭС, подключаемые к электрическим сетям 110/35-10/6 кВ,

мощностью до 25 МВт,' а также изолированно работающие энергосистемы с распределенной генерацией.

Появление распределенной генерации существенно изменяет схемно-режимпые свойства электрических сетей. При этом решение одних задач по обеспечению допустимых параметров режимов упрощается, других -усложняется [8].

Прежде всего, наличие распределенной генерации изменяет потокораспределение в прилегающей распределительной сети. Ожидаемым положительным эффектом в этом случае является снижение потерь, разгрузка передающей сети и увеличение тем самым ее пропускной способности, а также повышение уровня напряжения [1]. Тем не менее, как показано в работах [9,10]

I

включение распределенной генерации может не только не улучшить режимную ситуацию, а при неверно определенных точках подключения распределенной генерации к сети и организации управления ими может и усугубить.

Наличие активных элементов в районе распределительных сетей приводит к повышению уровня токов короткого замыкания, появлению реверсивных потоков мощности, что приводит к необходимости переустройства релейной защиты и автоматики в распределительной сети [2, 11].

Распределенная генерация существенно усложняет задачу управления режимами централизованной энергосистемы в связи с неопределенностью режима работы, чувствительностью генерирующих установок внешним воздействиям и, как следствие, частому отключению.

Кроме того, распределительная сеть с появлением в ней генерации приобретает свойства основной сети, становясь энергосистемой, для которой необходимо решение всех тех же задач, что и для большой энергосистемы, по обеспечению надежного и безопасного функционирования, а значит контроля

устойчивости режима сети.

!

Широко обсуждаются такие вопросы как влияние распределенной генерации па устойчивость параллельной работы энергосистемы, способы организации диспетчерского управления, отмечается необходимость создания

адаптивных и гибких моделей управления режимом работы района распределительных сетей [10-19].

На сегодняшний день большая часть установок распределенной генерации работает в автономном режиме, поскольку при присоединении к существующим электрическим сетям встречает как экономические, так административные барьеры. Тем не менее, как и при построении больших энергосистем, безусловно, более выгодным с экономической точки зрения является объединение нескольких генерирующих установок в общую систему или подключение к существующим электрическим сетям для организации резервирования, нежели содержание собственником требуемых регервов в полном объеме.

Распределительные сети 6-10, 35 кВ имеют сложные конфигурации, которые трудно однозначно классифицировать. Тем не менее, типовые схемы введены, основные примеры (радиальная, магистральная, петлевая схемы) представлены на рисунке 1.1.

'<36

29

р/1

ЦП

Г^ГТ^иГПХ0"

О

ЦП

-0

ЦП

Рисунок 1.1 — Типовые схемы распределительных сетей [15,22,23]

Особенностью распределительных сетей 6-10,35 кВ является то, что имеются существенные различия в конфигурации и исполнении сетей в зависимости от их назначения.

Так распределительные городские сети и сети промышленных предприятий выполняются кабелем, имеют, как правило, радиальную структуру, а длина участков сетей не превышает 1-3 км. В то же время распределительные сельские сети это, как правило, протяженные воздушные ЛЭП, длина магистралей при этом может достигать суммарно 50 км со средней длиной ответвлений до 10 км.

Контроль ограничений по статической устойчивости необходим в протяженных распределительных сетях с учетом происходящих изменений конфигурации в нормальных и послеаварийных режимах, когда предел передаваемой мощности может быть существенно снижен за счет увеличения длины участков сети меж:ду точками подключения распределенной генерации, а также в режимах максимальных нагрузок при ограничениях генераторов на выдачу реактивной мощности.

1.2 Методы контроля устойчивости режима электроэнергетической системы

I .

1.2.1 Классические методы анализа статической устойчивости

Классические методы анализа устойчивости сложных электроэнергетических .систем, которую определяют как устойчивость равновесия режима, основаны на методе малых колебаний. В соответствии с методом малых

колебаний анализ устойчивости реального физического объекта переводится в

I

область исследования, математической модели и предполагает получение линеаризованных дифференциальных уравнений электрической системы, получение характеристического уравнения, исследование корней характеристического уравнения, определяющих вид свободного движения системы. Метод малых колебаний формулирует необходимые и достаточные условия устойчивости: равновесие системы устойчиво, если корни характеристического уравнения соответствующей системы линеаризованных дифференциальных уравнений вещественные отрицательные или комплексные с отрицательной вещественной частью [24-25].

!

Систему дифференциальных уравнений электрической системы при некотором возмущении установившегося режима главным образом составляют уравнения движения роторов генераторов:

ТЛ = ^о ~ Р\ (^12' £13""» 8\п йг

с12д

ТЛ-Г" = Р20 - Р2 (^12> 3 >• • •' Фн ) I

Л (1.1)

» Г »

с128

= - Рп (^12' 3" "• )-

¿Г

п

где Р =Е*у„ 8Шй(1 + - аи) - угловая характеристика активной

мощности /-го (для / = 1...п) генератора, определяемая ЭДС генераторов Е^Е],

полной собственной ун проводимостью и полными взаимными проводимостями

у между генераторами, где ач определяются через углы соответствующих

сопротивлений ветвей у/ . ач = 90° - у/ц.

Система уравнений (1.1) дополняется уравнениями, описывающими переходные процессы в системах регулирования, алгебраическими уравнениями балансов токов или напряжений в электрической сети. После линеаризации системы уравнений в точке положения равновесия возможно получение характеристического уравнения в виде:

ёе1[^(/?)] = 0 или а$рп + ... + ап_1р + ап =0 (12)

где ^(р) - операторная матрица коэффициентов; аI — коэффициенты характеристического полинома.

С применением частотных или алгебраических методов к уравнению (1.2) формулируются критерии статической устойчивости (Рисунок 1.2) [24-25].

5 ш

о. X

0 о.

* о

О) *

^ 5

х к

Ш О

* 3

Н 8

Н §

ё |

о. о

1 с > «

о й

Вычисление корней характеристического уравнения и определение знака их вещественных частей

1

Критерий СУ,' не требующие вычисления корней

Частотные критерии

Михайлова | Найквиста| [

Р-разбиения по одному параметру »■] Р-разбиения по двум параметру

Алгебраические критерии

Рауса

Гурвица

Положительности коэффициентов характеристического уравнения полного уравнения

Апериодическая (|У - положительность свободного члена [_ характеристичео^ого уравнения полного уравнения. ап>0 —

Упрощенного уравнения

Практические критерии СУ ап>0

ии

Позиционной системы

ар/абу

Системы с дальними ЛЭП

сЮ/(Шк

10

Узел комплексной

н!а грузки, питающейся

] от многомашин ной системы

с1Е/(Ши

Одиночная станция, питающая комплексную

нагрузку соизмеримой мощности

Эквивалентн ый

асинхронный двигатель, питающийся от мощной системы

Вычисление относительного ускорения а

Рисунок 1.2 - Классические методы исследования статической устойчивости 1.2.2 Методы контроля устойчивости при управлении ЭЭС по данным БСАОА

В связи с тем, что с применением классических методов для анализа статической устойчивости требуется учет полной размерности задачи,

значительные вычислительные затраты, а также дается ответ - устойчива система

I

или нет при отсутствии указаний относительно управляющих воздействий они не удобны для управления ЭЭС [25-27].

Нарушения статической устойчивости носят главным образом апериодический характер для правильно спроектированных ЭЭС и настроенных систем автоматического регулирования, что позволяет в процессе управления ограничиваться контроле^ статической апериодической устойчивости, что в свою очередь существенно снижает размерность задачи и сокращает затраты времени на вычисления. Подобный анализ устойчивости проводят на базе алгебраических систем уравнений для расчета и оптимизации установившихся режимов [27-29].

Для возможности совмещения анализа статической апериодической устойчивости с расчетами установившегося режима должно быть выполнено несколько условий.

В общем случае установившийся режим описывается некоторой системой неявных нелинейных уравнений: ЛУ(Х,У), где \¥ - вектор-столбец некоторых функций, X - вектор независимых переменных, У - вектор зависимых переменных.

При применении для решения данной системы уравнений метода Ньютона, основанного на последовательной линеаризации и итеративном приближении, необходимо определить для рассматриваемой системы уравнений функциональную матрицу \УХ или матрицу частных производных.

Расходимость решения системы уравнений будет обусловлена отсутствием решения вообще, расположением начальной точки итерационного процесса вне области притяжения ререния (плохие начальные приближения), либо же вырождением в процесс решения матрицы И^у—>0) [27-29].

При отсутствии решения нет смысла говорить об устойчивости. Вторая причина может быть устранена применением методов «по параметру». Третья причина свидетельствует о том? что решение находится вблизи границы области сходимости метода Ныртрна. Если выбором расчетных условий и формы записи уравнений установившегося режима достичь совпадения функциональной матрицы 1Ух и характеристической то расходимость решения уравнений

установившегося режима будет возникать вблизи границы статической апериодической устойчивости [27-29].

Так же, согласно [27] при составлении уравнений установившегося режима должны быть учтены следующие требования:

- уравнения установившегося режима составляются в виде балансов мощностей в узлах электрической сети с использованием полярных координат для векторов напряжений:

н+i

=Рк~ 8aUl - ÜL YjUj (Si-j cos ó\ - h sin S4)

j=1 jtk

(1.3)

= 6a ~ui YUjíh COS ó; -gAy sin^y)

y=l

уЛ

где skJ =Sk-S/,k = \,...n. - взаимные углы напряжений в узлах; t/¿,t/y - модули напряжений в узлах, Рк, Qk - активная и реактивная мощности в узле к; gKk,ba,gkJ,bkJ - активные и реактивные составляющие собственной проводимостей

узлах и взаимных проводимостей между узлами.

- статические характеристики источников и потребителей электроэнергии по напряжению и частоте должны быть идентичны используемым при анализе устойчивости;

- модули напряжений па шинах генераторов и синхронных компенсаторов, оснащенных регуляторами с большими коэффициентами усиления, должны закрепляться на уровне уставок.

Предельные по статической апериодической устойчивости режимы ЭЭС определяются последовательным изменением (утяжелением) исходного устойчивого режима . с проверкой для утяжеленного режима критерия устойчивости (расхождение итерационного процесса решения уравнений УР, либо смена знака определителя функциональной матрицы, равному /z-ому члену характеристического уравнения рассматриваемой системы). Утяжеление режима производят увеличением общей нагрузки (и генерации) энергосистемы в заданных узлах сети,, перераспределением нагрузки между генерирующими узлами или снижением напряжения в заданных узлах системы отдельно или комбинаций указанных способов [28]. Рассматривают, как правило, несколько наиболее характерны^ сбалансированных траектории утяжеления (при постоянстве частоты), из которых выбирается та, что характеризуется наименьшими контролируемыми предельными параметрами [30].

Требования по, устойчивости ЭЭС определяются методическими указаниями [30]. Нормируются минимально допустимые коэффициенты запаса

статической устойчивости по активной мощности и напряжению в узлах нагрузки в нормальных режимах, а также устанавливаются группы возмущений, при которых должны обеспечиваться как динамическая устойчивость, так и нормируемые коэффициенты запаса статической устойчивости в послеаварийных режимах.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Шиллер, Мария Александровна, 2015 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Стратегия развития электросетевого комплекса Российской Федерации, [утвержденная Распоряжением Правительства РФ от 03.04.2013 №511-р] [Электронный ресурс]. - Режим доступа:

http://www.consultant.ru/document/cons doc LAW 144676/?frame=l

2. Воропай, Н.И. Распределенная генерация в электроэнергетических системах / Н.И. Воропай // Международная научно-практическая конференция « Малая энергетика-2005»: сб. докладов. 2005. - С. 30.- 42.

3. Беляев, Л.С. Энергетика XXI века: условия развития, технологии, прогнозы / Л.С. Беляев, A.B. Лагерев, В.В. Посекалин и др. - Новосибирск: Наука, 2004. - 386 с.

4. Шульгинов, Н.Г. Перспективы развития Единой энергетической системы России / Н.Г. Шульгинов, A.B. Ильенко. В.И. Чемоданов, Р.К. Адамоков// Электрические станции.- 2015.- №2,- С.2-7

5. Renewables 2014 global status report [Электронный ресурс]. - Paris, France., 2014. - Режим доступа:

http://www.ren21 .net/Portals/O/documents/Resources/GSR/2014/GSR2014 fall%20rep ort_low%20res.pdf

6. Ackermann, Т. Distributed generation: a definition /Т. Ackermann, G. Andersson, L. Sder// Electric Power Systems Research.- 2001.- vol. 57.- P. 195-204.

7. Паздерин, A.B. Классификация и термины систем распределенной генерации / A.B. Паздери, П.И. Бартоломей, В.В. Вяткин, С.А. Ерошенко, М.В. Ступин // Электроэнергетика глазами молодёжи: науч.тр. IV междунар. науч.-техн. конф., Т.2, г. Новочеркасск, 14-18 октября 2013 г. Мин-во образования и науки РФ,, Ю.-Рос. Гос. Политехи. Ун-т (НПИ) имени М.П. Платова. -Новочеркасск: Лик.- 2013. - Т.2 - С.346-350.

8. Соболева, М.А. Мониторинг устойчивости и управление распределенной генерацией по данным синхронизированных измерений в узлах

ее подключения / М.А. Соболева, А.Г. Фишов, А. И. Дехтерев // Релейщик.-Москва: Издательский дом «Вся электротехника», 2013. - №3(16). - С.18-22

9. Фишов, А. Г. Развитие региональных энергосистем в современных условиях / А. Г. Фишов, Р. С. Калюжный // Вестник Алматинского университета энергетики и связи.-2012 -№3(18).- С. 11-19.

10. Wang Во. Analysis of the Distributed Generation System and the Influence on Power Loss / Wang Bo, Lan Ka. - Power and Energy Engineering Conference (APPEEC). - Wuhan. - 2011.- P. 1-4.

11. Nick Jenkins. Embedded generation / Nick Jenkins, Ron Allan, Peter Crossley, Daniel Kirschen, Goran Strbac // The Institution of Engineering and Technology, Londomo- 2000. - C.273

12. Kilter, J. Verification of Wind Parks and their Integration into Small-Interconnected Power System/ J. Kilter, M. Landsberg, I. Palu, O. Tsernobrovkin // IEEE Bucharest Power Tech Conference.- June 28th - July 2nd, 2009.- Bucharest, Romania.

13. Dugan, R.C. Dermott Distributed generation / R.C. Dugan, T.E.McDermott // IEEE Industry applications magazine. - 03/0, 2002. - P. 19-25

14. Nouredine Hadjsaid. SmartGrids: Motivation, stakes and perspectives / Nouredine Hadjsaid, Jean-Claude Sabonnadiere, // ELECTRA.- October, 2012.- P.4-22.

15. Capitanescu, F. Assessing the Potential of Network Reconfiguration to Improve Distributed Generation Hosting Capacity in Active Distribution Systems / L.F. Ochoa, H. Margossian, N.D. Hatziargyriou// IEEE Transactions on Power Systems.-2015,- №30(1).- P.346.

16. Marwali, M.N. Control of distributed generation systems - Part II- Load sharing control/ M.N. Marwali, Jin-Woo Jung, A. Keyhani // IEEE Transactions on Power Electronics.- 2004,- №19(6).- P. 1551

17. Schafer, A. Dispatch optimization and economic evaluation of distributed generation in a virtual power plant/A. Schafer, A. Moser.- IEEE Energytech. - 2012. -P.l-6.

18. Jing-Hui Song. Distributed power generation technology and the effect of it on the accident of large-scale power grids/ Jing-Hui Song, Xue-Rong Jing, Hong-Kai Liao, Hong-Bo Gu, Qing-Xin Liu.- China International Conference on Electricity Distribution.- 2008.-P.1-5.

19. Blaabjerg, F. Overview of Control and Grid Synchronization for Distributed Power Generation Systems/ F. Blaabjerg, R. Teodorescu, M. Liserre, A.Y. Timbus// IEEE Transactions on Industrial Electronics.- 2006.- №53(5).- P.1398-1409.

20. Правила технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациями и иным лицам, к электрическим сетям [утв. постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 №861 по состоянию на 1 янв.2015] [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LA W_176724/?fi*ame=5

21. Правила оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике [утв. постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 №854 по состоянию на 1 янв.2015] [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://so-ups.ru/fileadmin/files/laws/regulations/reg854-271204.pdf

22. Лыкин, А. В. Электрические системы и сети / А. В. Лыкин. — Новосибирск: НГТУ, 2002. - 248 с.

23. Идельчик, В. И. Электрические системы и сети / В. И. Идельчик. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 592 с.

24. Веников, В. А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах / В. А. Веников. - М.: Высшая школа, 1985. - 536 с.

25. Жданов, П.С. Вопросы устойчивости электрических систем / П.С. Жданов. - М.: Энергия, 1979. - 456 с. : ил.

26. Лукашов, Э.С. Введение в теорию электрических систем / Э.С. Лукашов.- Новосибирск: Наука, 1981. - 173 с.

27. Чебан, В. М. Управление режимами электроэнергетических систем в аварийных ситуациях / В. М. Чебан, А. К. Ландман, А. Г. Фишов. - М.: Высшая школа, 1991.-288 с.

28. Идельчик, В.И. Расчеты установившихся режимов электрических систем / В. И. Идельчик. - М.: Энергия, 1977. -192 с.

29. Электроэнергетические системы в примерах и иллюстрациях / Ю. Н. Астахов [и др.]; под. ред. В. А. Веникова. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 504 с.

30. Методические указания по устойчивости энергосистем, [утв. Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 №277] [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.so-ups.ru/fileadmin/files/laws/regulations/Metod_uk_ust.pdf

31.Совалов, С.А. Режимы Единой энергосистемы / С.А. Совалов. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 384 с.

32. Портной, М. Г. Управление энергосистемами для обеспечения устойчивости [Текст] / М. Г. Портной, Р. С. Рабинович. - М.: Энергия, 1978. - 352 с.

33. Лисицин, Н.В. Единая энергосистема России / Н.В. Лисицин, Ф.Я. -Морозов, A.A. Окин, В.А. Семенов.- М.: Издательство МЭИ, 1999. - 284 с.

34. Гуревич, Ю.Е. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в .. энергосистемах / Ю.Е. Гуревич, Л.Е. Либова, A.A. Окин - М. : Энергоатомиздат, 1990.-390 с. : ил.

35. СТО 59012820.27.100.003-2012 Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России. Нормы и требования. [Официальное издание] -М.,2012-27 с.

36. СТО 59012820.29.240.001-2011 Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования. - М., 2010. - 30 с.

37. Окин, A.A. Противоаварийная автоматика энергосистем / A.A. Окин.-М.: Издательство МЭИ, 1995. - 212 с.

38. Павлушко, С.А. Расчет управляющих воздействий по условиям статической устойчивости в программном обеспечении централизованной системы противоаварийной автоматики нового поколения / С.А. Павлушко, А.В. Жуков, Е.И. Сацук, П.Я. Кац, А.А. Лисицын // Электрические станции.- 2015.-№2. - М.: Энергопрогресс. - С.35-40

39. СТО 17330282.29.240.004-2008 Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем ОАО РАО «ЕЭС России»[Официальное издание]. - М., 2008. - 49 с.

40. Phadke, A. G. Synchronized Phasor Measurement and Their Applications / A. G. Phadke, J. S. Thorp. - New York: Springer Science+Business Media, LLC, 2008 -248 p.

41. Martin, К. E. Phasor measurements in the Western Electric power system / K. E. Martin // Transmission and Distribution Conference and Exhibition. -2006.- P. 13371342

42. Phadke, A. G. Synchronized Phasor Measurement and Their Applications / A. G. Phadke, J. S. Thorp. - New York: Springer Science+Business Media, LLC, 2008 -248 p.

43. Phadke, A.G. The Wide World of Wide-area Measurement / A.G. Phadke, R.M. de Moraes, //IEEE Power and Energy Magazine.- September-October 2008. -P.52 - 65

44. Phadke, A. G. Synchronized Phasor Measurement Applications in Power System / J. De La Ree, V. Centeno, J.S. Thorp, A.G. Phadke // IEEE Transactions on Smart Grid, USA. -June 2010. - P.20-27.

45. Uhlen, K. Monitoring Amplitude, frequency and damping of power system oscillations with PMU Measurements / K.Uhlen, L.Warland, J.O. Gjerde, O. Breidablik, M.Uusitalo, A.B. Leirbukt, P.Korba // Power and Energy Society General Meeting -Conversion and Delivery of Electrical Energy in the 21st Century, 2008 IEEE. - 2008 P. 1-7

46. Phadke, A.G. Communication need for wide area measurement applications/ A.G. Phadke, J.S. Thorp // Critical Infrastructure (CRIS).- 5th International Conference .-20-22 Sept., 2010.-P. 1-7

47. Гайдамакин, Ф.Н. Выявление источника низкочастотных колебаний в Единой энергосистеме России / Ф.Н. Гайдамакин, А.А. Кисловский, Р.П. Теплоухов, М.А. Эдлин// Известия НТЦ Единой энергетической системы №1(70) 2014 -Спб., 2014 С.44-50

48. Uhlen, К. Monitoring amplitude, frequency and damping of power system oscillations with PMU measurements / K. Uhlen, L. Warland. J.O.Gjerde // Power and Energy Society General Meeting-Conversion and Delivery of Electrical Energy in 21th Century.- 2008,- P. 1-7

49. Burnett Jr, R.O. Synchronized phasor measurements of a power system event / R.O. Burnett Jr., M.M. Butts, T.W. Cease, V. Centeno, G. Michel, R.J. Murphy, A.G. Phadke // IEEE Transactions on Power Systems.- Vol. 9, No. 3.- August 1994.- P. 16431650

50. Mohammadi-Ivatloo, B. Online small signal stability analysis of multi-machine systems based on synchronized phasor measurements / B. Mohammadi-Ivatloo, M. Shiroei, M. Parniani //Electric Power Systems Research 81.-2011,- P. 1887— 1896

51. Chakrabortty, A. A Measurement-based Framework for Dynamic Equivalencing of Large Power Systems using WAMS /А. Chakrabortty, J. H. Chow, A. Salazar. Innovative Smart Grid Technologies (ISGT).- 2010.- P. 1-8.

52. Lei, X. A novel algorithm for dynamic equivalents of large power systems [Электронный ресурс]/ X. Lei, О. Ruhle, В. Kulicke, Y. Han // 2000. - Режим доступа: http://regimov.net/lib/17810.

53. Чусовитин П.В., Паздерин А.В. Мониторинг устойчивости энергосистемы на основе динамического эквивалента, определенного по векторным измерениям // "Электричество" № 2/2013, с. 2 - 11.

54. Anderson, P.M. Power System Control and Stability/ P.M. Anderson, A.A. Fouad. - NJ, IEEE Press, USA, 2003 - 658 p.

55. Патент Способ контроля запасов устойчивости режима синхронных электрических машин, включенных в электрическую сеть / А. Г. Фишов. Опубл. в Б.И. 2013 №33 (приоритет от 02.12.2011)

56. Фишов, А.Г. Интеллектуальная электрическая сеть - революция в отношениях субъектов и управлении режимами электроэнергетических систем А.Г. Фишов // Электроэнергетика глазами молодежи: сб. докл. III междунар. науч.-практ. коиф., Екатеринбург, 22—26 октября 2012 г. — Екатеринбург, 2012. -С.91-97

57. Shiller, М. Stability monitoring and control of generation based on the synchronized measurements in nodes of its connection/ A. Fishov, M. Shiller, A. Dekhterev, V.Fishov// Journal of Energy and Power Engineering, NY, USA.- 2015. -№9 - P.59-67.

58. Фишов, А. Г. Мониторинг запасов устойчивости энергосистем по данным СМПР с идентификацией и использованием собственных и взаимных проводимостей ЭДС эквивалентных генераторов/ А. Г. Фишов // Электроэнергетика глазами молодёжи: научные труды всероссийской научно-технической конференции: сборник статей. В 2 т.- Екатеринбург: УрФУ.- 2010. -Т.1.-С. 24-27

59. Soboleva, М. Stability monitoring and control of generation based on the synchronized measurements in nodes of its connection [Electronic resource] / A. G. Fishov, M. A. Soboleva, A. I. Dechterev, V. A. Fishov, D. V. Tutundaeva // CIGRE session : techn. progr., the session papers, - Paris : CIGRE. - 2014. - Art. C2_l 10_2014 (9 p.) - 1 electron-optical disc (CD-ROM)

60. Тутундаева, Д. В. Развитие технологии контроля и нормирования запасов устойчивости энергосистем / Д. В. Тутундаева, А. Г. Фишов // Научный вестник НГТУ. Новосибирск: НГТУ.- 2011.

61-Дехтерев, А.И. Мониторинг запасов устойчивости на основе системы мониторинга переходных процессов / А. Г. Фишов, А. И. Дехтерев // Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока. - Новосибирск: Изд-во НГАВТ, 2009. - №1 - С. 102-106.

62. Соболева, М. А. Определение предельных режимов электроэнергетической системы на основе матрицы собственных и взаимных проводимостей ЭДС эквивалентных генераторов / М.А. Соболева, А. Г. Фишов // Электричество. - 2013.-№ 8.-С.9-14.

63. Шиллер, М.А. Автоматика для электрических сетей с распределенной генерацией / Д. И. Аптекарь, В. В. Денисов, А. Г. Фишов, М. А. Шиллер // Релейная защита и автоматика энергосистем : сб. докл. 22 междунар. науч.-практ. конф. - Москва.- 2014. - С.264-270

64. Дехтерев, А. И. Мониторинг устойчивости и управление распределенной генерацией по данным синхронизированных измерений в узлах ее подключения / А. И. Дехтерев, М. А. Соболева, А. Г. Фишов // Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем: 4-ая междунар. науч.-техн. конф., Екатеринбург, 3-7 июня 2013 г. : аннотации докладов. - Екатеринбург, 2013 - С. 53-54.

65. Дехтерев, А.И. Идентификация модели и контроль устойчивости ЭЭС по данным синхронизированных измерений: дис. ... канд.техн.наук: 05.14.02/ Дехтерев Антон Иванович. - Новосибирск: НГТУ, 2011 - 197 с.

66. Тутундаева, Д.В. Мониторинг допустимости послеаварийных режимов электроэнергетических систем: дис. ... канд.техн.наук: 05.14.02/ Тутундаева Дарья Викторовна. - Новосибирск: НГТУ, 2011 - 209 с.

67. Гроп, Д. Методы идентификации систем: перевод с английского Васильев В.А., Лопатина В.И., под ред. Кринецкого Е.И. - М.: МИР, 1979 - 302 л. ил

68. Эндлю, П. Идентификация систем управления / П. Эндлю, Сейдж, Джеймс Л. Меле,- М.: Наука, 1974 - 248 с.

69. Вучков, И. Прикладной линейный регрессионный анализ / И. Вучков, Л. Бояджиева, Е. Соаков [Пер. с болг. и предисл. Ю.П. Адлера]. - М.: Финансы и статистика, 1987-239 с.

70. Руководство по эксплуатации МИП-02(ЕТ)-4х.хх [Электронный ресурс].- Режим доступа: http://www.skbrtsoft.ru/pdf/RE_MIP-02ET-4xxx.pdf

71. Гаврилова, Т.А. Базы знаний интеллектуальных систем/ Т.А. Гаврилова, В.Ф. Хорошевский.- Спб.: Питер, 2000 - 382 с. ил.

72. Джексон, П. Введение в экспертные системы / П. Джексон.— 3-е изд. — М.: Вильяме, 2001. — 624 с.

73. Евменов, В.П. Интеллектуальные системы управления/ В.П. Евменов.-М.: Книжный дом «ЛИБРОКОМ», 2009. - 304 с.

74. Макаров, И.М. Искусственный интеллект и интеллектуальные системы управления / И.М. Макаров, В.М. Лохин, C.B. Манько, М.П. Романов; [отв. ред. И.М. Макарова]; Отделение информ. технологий и вычислит, систем РАН.- М.: Наука, 2006. - 333 с.

75. Дж. Себер. Линейный регрессионный анализ/Дж. Себер [перевод с англ. В.П. Носко, под ред. М.Б. Малютова].- М.:МИР, 1980. - 456 с.

76. Смирнов, А.Н. О критериях достоверности динамических моделей сложных электроэнергетических систем /A.C. Герасимов, А.Х. Есипович, А.Н. Смирнов //Известия НИИ постоянного тока. - 2010. - №64. - С. 59-75.

77. EUROSTAG. The reference power system dynamic зти1айоп[Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.eurostag.be/en/products/eurostag/the-reference-power-system-dynamic-simulation/

78. PSS®NETOMAC - Dynamic System Analysis [Электронный ресурс]. -Режим доступа: http.7/w3.siemens.com/smartgrid/global/en/products-systems-solutions/software-solutions/planning-data-management-software/planning-simulation/Pages/PSS-NETOMAC.aspx

79. PSS©NETOMAC. Program for dynamic network calculation Analysis [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.simtec.cc/sites_en/netomac.asp

80. SimPowerSystems. Model and simulate electrical power 8у51етз[Электронный ресурс]. - Режим доступа: http ://www. mathworks. com/products/simpower/

81. Черных, И.В.. Моделирование электротехнических устройств в MATLAB, SimPowerSystems и Simulink/ И.В. Черных. - М.: ДМК Пресс, СПб: Питер, 2008,- 288 с.

82. Комплекс Дакар [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://dakar.eleks.com/

83. Фишов, А. Г. Использование превентивного деления электрической сети в режимах повышенного риска = Using preventive division of electrical network in high-risk modes / А. Г. Фишов, Б. Б. Мукатов // Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока. - 2014. - № 4. - С. 217- 221.

84. Жуков, A.B. Внедрение ПТК СМПР на объектах электроэнергетики: эффективный инструмент повышения надежности энергосистемы / A.B. Жуков, Д.М. Дубинин // Релейщик.- М.: Издательский дом «Вся электротехника».- 2013. -№3(16). - С.36-42.

85. Есипович, А.Х. Анализ результатов мониторинга режимных параметров ЕЭС России с помощью СМПР в различных схемно-режимных условиях / А.Х. Есипович, А.Н. Смирнов //Известия НТЦ Единой энергетической системы.-2014.-№1(70).- С.70-83

86. Аюев, Б.И. Новые подходы к мониторингу запаса устойчивости электроэнергетических систем/ Б.И. Аюев, A.B. Жуков // Энергосистема: управление, конкуренция образование. Сборник докладов III международной научно-практической конференции. В 2 т. Екатеринбург: УГТИ-УПИ.- 2008.- Т. 1. -С.453.

87. Куликов, Ю.А. Перспективы применения векторной регистрации параметров в управлении режимами ЕЭС России/ Ю.А. Куликов, A.B. Жуков, И.Е. Мацкевич. - Релейная защита и автоматика энергосистем : сб. докл. XX конф. (Москва, июня 2010 г.). - М. : Изд-во Науч.-инженер. информ. Агентства,-2010.-С. 39-47