Разработка автоматизированной системы управления перетоком активной мощности по линии электропередач в вынужденном режиме работы тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Шувалова Алёна Александровна

• Шувалова Алёна Александровна
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Шувалова Алёна Александровна

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ ПРОБЛЕМ ПОСТРОЕНИЯ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПЕРЕТОКОМ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ПО ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ В ВЫНУЖДЕННОМ РЕЖИМЕ РАБОТЫ

1.1. Анализ исследований по управлению режимами энергосистемы при перегрузке ее сетевых элементов

1.2. Анализ задач управления режимами электроэнергетических систем

1.3. Анализ перспективности использования регулирующего эффекта нагрузки для управления перетоком активной мощности по линии электропередач в

вынужденном режиме работы

Выводы к главе

2. СИНТЕЗ ТЕХНИЧЕСКОГО СРЕДСТВА МОНИТОРИНГА СТАТИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

2.1. Методика идентификации статической характеристики узла энергосистемы

2.2. Критерии, положения и алгоритм методики мониторинга СХН

2.3. Методика учета эффекта реакции сети

2.4. Методика предварительной подготовки и оценка пригодности использования данных со средств телеизмерений и оперативно измерительного комплекса для мониторинга СХН

2.5. Устройство определения статической характеристики нагрузки по

напряжению и его экспериментальная апробация

Выводы к главе

3. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И РЕАЛИЗАЦИЯ ПОСТРОЕНИЯ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПЕРЕТОКОМ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ВЫНУЖДЕННОМ РЕЖИМЕ РАБОТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ

3.1. Постановка задачи

3.2. Основы математического аппарата нечеткой логики

3.3. Синтез нечеткой автоматизированной системы управления перетоком активной мощности по линии электропередач в вынужденном режиме работы, для линии без реактивных компенсирующих устройств

3.4. Синтез нечеткой автоматизированной системы управления перетоком активной мощности по линии электропередач в вынужденном режиме работы,

для линии с реактивными компенсирующими устройствами

Выводы к главе

4. ИМИТАЦИОННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПЕРЕТОКОМ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ПО ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ В ВЫНУЖДЕННОМ РЕЖИМЕ

4.1. Общие положения

4.2. Моделирование работы автоматизированной системы регулирования по вводу перетока активной мощности на линии электропередач в область допустимых значений

4.3. Экспериментальная апробация

Выводы к главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЯ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка автоматизированной системы управления перетоком активной мощности по линии электропередач в вынужденном режиме работы»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. На современном этапе своего развития электроэнергетика РФ и мира характеризуется усложнением электроэнергетических систем, сопровождающимся ростом числа потребителей электрической энергии. Кратно увеличиваются объемы и сложность стоящих перед диспетчерским управлением задач. С внедрением автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ), на них возлагается все больше задач управления режимами, в особенности аварийными или же требующими обработки больших объемов информации. В системах автоматизированного диспетчерского управления внедряются самые передовые технологические платформы, в том числе основанные на концепциях искусственного интеллекта.

Развитие систем АСДУ невозможны без разработки новых подходов, обеспечивающих более эффективное решение задач автоматизированного управления технологическими процессами выработки, передачи, распределения и потребления электрической энергии.

К одной из важнейших задач управления электроэнергией, решение которой, в настоящее время возлагается на диспетчерский персонал электрических сетей, является предупреждения и ликвидации перегрузок сетевых элементов, как в отдельности, так и в контролируемом сечении. Согласно нормативным документам АО «СО ЕЭС», режим при котором сетевой элемент загружен выше номинальных, но ниже аварийного предела классифицируется как вынужденный режим. Поскольку главное требование для такого режима является кратковременность, то диспетчер в качестве управляющего воздействия выдает команды либо на ограничение потребителей, либо на отключение части потребителей, что несет за собой существенные экономические издержки.

Несмотря на большую степень разработки вопросов планирования и управления электроэнергетическими режимами, отсутствие автоматизированных систем управления в режимах перегрузки, не связанных с отключением

потребителей, способствуют возникновению недопустимой

перегрузки сетевых элементов и как следствие возможны веерные отключения.

Ввиду этого, расширение арсенала средств автоматизированного диспетчерского управления по снижению перегрузок системообразующих элементов, не связанных с погашением потребителей является актуальной задачей.

В работе разработана система интеллектуального управления перетоком активной мощности по линии электропередач в режиме перегрузки, на основе использования регулирующего эффекта нагрузки по напряжению, обусловленного их статическими характеристиками (СХН). Применение программного комплекса в системе АСДУ позволит значительно снизить, а порой и полностью избежать отключения потребителей средствами противоаварийной автоматики.

Степень разработанности проблемы. Большой вклад в проработку данных вопросов внесли многие ученые, среди которых: Аюев Б. И., Веников В. А., Идельчик В. И., Файницкий О. В., Хозяинов М. А., Пономаренко И. С., Панасецкий Д. А., Фролов О. В., Илюшин П. В., Денисов В. В., Сатанин В. В., Батраков Р. В., Воронин В. А., Андреев. А. В., Наровлянский В. Г. и др.

Среди иностранных коллег, большую значимость имеют исследования Mazi А. А, Макгат Е. В, ВаМг^ А. J., А. Р. Sakis МеНорои^ и др.

Проблема повышения эффективности автоматизации управления технологическими процессами детально развита в работах ФГБУ науки «Институт проблем управления им. В. А. Трапезникова» Российской академии наук, ученых Бахтадзе Н.Н., Аракеляна Э.К., Гайдука А.Р., Лившица М.Ю., Рапопорта Э.Я., Лубенцова В.Ф., Путова В.В. и др.

Однако эти работы не были связаны с разработкой технических средств автоматизированного управления перетоком активной мощности по линии электропередач в вынужденных режимах.

Несмотря на имеющиеся публикации по автоматизации и оперативному управлению активной мощностью в проанализированных литературных

источниках отсутствуют исчерпывающие решения задач,

рассматриваемых по теме диссертационного исследования. Проведенный теоретико-информационный анализ работ отечественных и зарубежных авторов показал, что остается актуальной научно-техническая задача синтеза систем эффективного автоматизированного управления перетоком активной мощности по линии электропередач в вынужденных режимах ее работы.

Идея работы заключается в автоматизации процесса использования регулирующего эффекта нагрузки для выработки управляющего воздействия, направленного на снижение перетока активной мощности по линии электропередач (ЛЭП) в вынужденном режиме ее работы.

Объектом исследования является системы автоматизированного диспетчерского управления режимами в электрических сетях.

Предметом исследования является модели, алгоритмы и синтез интеллектуальных автоматизированных систем управления в вынужденном режиме работы электрической сети.

Цель настоящей работы заключается в повышении эффективности диспетчерского управления за счет автоматизации управления перетоком активной мощности по межсистемной линии электропередач в вынужденном режиме ее работы, предотвращающей аварийное развитие перегрузок электрической сети.

Для достижения данной цели были поставлены и решены следующие задачи:

1. Анализ статических характеристик нагрузки по напряжению и выработка критериев эффективности регулирующего эффекта нагрузки для выработки управляющего воздействия;

2. Модернизация методики определения СХН и создание методики и программы мониторинга СХН узла энергосистемы;

3. Разработка алгоритма и программного обеспечения интеллектуальной автоматизированной системы управления перетоком электроэнергии по линии электропередач в вынужденном режиме работы, для линий электропередач без

устройств компенсации реактивной мощности и с компенсацией реактивной мощности;

4. Экспериментальная апробация интеллектуальной автоматизированной системы управления перетоком электроэнергии по линии электропередач в вынужденном режиме работы (АСУВР).

Методы исследования. В работе использовались методы качественного анализа и математического моделирования. Математический аппарат нечеткой логики. Моделирование энергосистем, производилось в программных комплексах Mathcad, MathLab и RastrWin. Синтез интеллектуальной АСУВР проводился на базе программного комплекса MatLab с пакетом расширения Fuzzy Logic Toolbox.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Разработана методика мониторинга СХН узла электроэнергетической системы, отличающаяся контролем только изменений характеристики за счет регистрации обоснованного количества пар активной мощности и существенных отклонений напряжения при корректировке коэффициентов полиномиальной СХН, с учетом реакции сети, что позволяет корректно определять СХН при пассивном измерении даже при наличии нерегулярных колебаний нагрузки и дрейфа мощности;

2. Разработана архитектура и методика настройки автоматизированной системы управления перетоком активной мощности в вынужденном режиме, отличающие комбинированным сочетанием классического контроллера и нечеткого регулятора с настройками, классифицирующими режимы, что позволило в нормальных режимах работы автоматически поддерживать оптимальный уровень напряжения в сети, а в вынужденном режиме, на основе коэффициента регулирующего эффекта нагрузки, вырабатывать управляющие воздействия, направленные на изменение напряжения, приводящего к снижению до 7% перетока активной мощности по линии электропередач;

3. Предложена методика настройки нечеткого регулятора и алгоритм формирования его базы знаний, отличающихся унифицированием функций принадлежности и экспертным разделением данных по типу режима,

сокращающая количество правил с 72 до 27 при четырех входных и одном выходном параметре и с 215 до 81 при пяти входных и двух выходных параметрах, что позволило обеспечить робастность работы АСУВР, как в нормальных, так и в вынужденных режимах работы.

Новизна технических решений подтверждена свидетельствами о государственной регистрации программ для ЭВМ №2021681429, №2021617730 и №2021661878.

Практическая значимость работы заключается в создании алгоритмов и программного обеспечения интеллектуальной системы управления перетоком электроэнергии по линии электропередач в вынужденном режиме работы.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

В соответствии с п.2 паспорта специальности 2.3.3. - Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами в диссертации проводилась разработка средств и технологии построения автоматизированных систем управления перетоком электроэнергии по линии электропередач в вынужденном режиме работы.

В соответствии с п. 14 паспорта специальности в диссертации приводились научное обоснование и методика синтеза интеллектуальной автоматизированной системы управления перетоком электроэнергии по линии электропередач в вынужденном режиме работы.

В соответствии с п.16 паспорта специальности в диссертации приводились методики создания специального математического и программного обеспечения модулей функциональных и обеспечивающих подсистем автоматизированной системы управления перетоком электроэнергии по линии электропередач в вынужденном режиме работы, включая управление исполнительными механизмами в реальном времени.

Обоснованность и достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается хорошим совпадением результатов математического моделирования математического и натурного эксперимента.

Положения, выносимые на защиту:

1. Методика мониторинга СХН и коэффициента регулирующего эффекта нагрузки с учетом «реакции сети».

2. Архитектура и методика настройки автоматизированной системы управления перетоком активной мощности в вынужденном режиме работы, для линии без устройств компенсации реактивной мощности и для линии с устройствами компенсации реактивной мощности.

3. Методика синтеза и отладки модулей автоматизированной системы управления перетоком активной мощности в вынужденном режиме работы, включая управление исполнительными механизмами в реальном времени.

Реализация результатов работы. Результаты исследований были использованы в рабочем процессе АО «СО ЕЭС», АО «Алтайская электросетевая компания», ООО «ОдисейСистемс», а также в учебном процессе энергетического факультета Алтайского государственного технического университета им. И.И. Ползунова.

Акты об использовании и внедрении результатов диссертационной работы приведены в приложениях.

Апробация работы. В полном объеме работа докладывалась и обсуждалась на заседаниях кафедры «Электроснабжение промышленных предприятий» ФГБОУ ВО «Алтайский государственный технический университет им. И.И. Ползунова». Основные положения диссертации докладывались и обсуждались: на XII международной молодежной научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодежи 2022» (г. Нижний Новгород); V Международная научно-техническая конференция «Проблемы машиноведения» Омск, 16-17 марта 2021 г. и Международной научно-практической конференции «Research of methods for ensuring the capacity of power lines. European Scientific Conference» Пенза, 7 ноября 2021 г.

Публикации. Содержание диссертации нашло отражение в 12 работах, в том числе 4 статьях в журналах, рекомендованных ВАК РФ, в двух изданиях входящих в базы цитирования Web of Science и Scopus, 3 сертификатах на программы для ЭВМ и трех докладах на международных конференциях.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех разделов и заключения, изложенных на 153 страницах машинописного текста. Содержит 44 рисунков, 28 таблиц, список использованных источников из 101 наименований и 6 приложений на 21 страницах, содержащие материалы, относящиеся к практической реализации.

1. АНАЛИЗ ПРОБЛЕМ ПОСТРОЕНИЯ

АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПЕРЕТОКОМ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ПО ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ В ВЫНУЖДЕННОМ РЕЖИМЕ РАБОТЫ

1.1. Анализ исследований по управлению режимами энергосистемы при перегрузке ее сетевых элементов

Согласно «Инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части Единой энергетической системы России» - «Вынужденный режим энергосистемы - режим энергосистемы, при котором загрузка некоторых сечений выше максимально допустимой, но не превышает аварийно допустимой. Вынужденный ре

жим может быть разрешен на высшем уровне диспетчерского управления на время прохождения максимума или минимума нагрузки, но не более 40 минут (дополнительно к 20 минутам, разрешенным для нормализации послеаварийного режима), или на время, необходимое для ввода ограничений и/или мобилизации резерва, а также при невозможности выполнения требований к нормальным режимам энергосистемы».

Имеется довольно большое количество публикаций и прикладных исследований по созданию и совершенствованию различных методов противоаварийного управления в электроэнергетической системе (ЭЭС) как средствами автоматизированного диспетчерского управления (АСДУ) так и диспетчерским персоналом [1-38].

В любом случае, существует два основных типа управляющих воздействий [12] направляемых на снижение перегрузки в энергосистеме:

1. Непрерывное воздействие;

2. Дискретное воздействие.

Непрерывное воздействие это снижение перегрузки за счет изменения, как правило, в меньшую сторону, генерации со стороны электростанций (ЭС). При этом надо иметь в виду, что снижение активной мощности ЭС нежелательно как с

технологической, так и с экономической точки зрения, а уменьшение реактивной мощности отрицательно влияет на поддержание необходимых уровней напряжений в ЭЭС.

Дискретное воздействие это коммутационное изменение топологии ЭЭС. Несмотря на то, что данный принцип практически является основным в системе противоаварийной автоматики для введения перегрузки в зону допустимых значений, его применение сопряжено с необходимостью решения довольно сложных задач. Необходимо для веток электрической сети определить направление и величину протекаемой по ним мощности [13] и выделить ветки с перегрузкой. На основе заранее смоделированных вариантов наметить места отключения, где возможны снижения перетоков мощности в требуемых ветвях без дополнительной нагрузки в других ветвях [14]. Определить алгоритм коммутационныхопераций позволяющих снизить одну [15-17] или одновременно несколько перегрузок [18]. В качестве исходной информации для выработки управляющего воздействия могут служить токи ветвей [13,14-17], а так же активная мощность в них [13,14], напряжение в узлах сети [19] или же потери активной мощности [20]. Сложности возникают и в поиске необходимого варианта изменения топологии. Возможно проведения переключения в ветвях, отключения в ветвях и т.д.

Хозяиновым М.А. разработан метод эффективного комбинаторного поиска необходимого деления сети, при ликвидации послеаварийных перегрузок ЭЭС. Метод расчета нормальных установившихся режимов основан на использовании матрицы узловых нагрузок [21].

Пономаренко И.С. и рядом других авторов проводились исследования по разработке алгоритма поиска варианта деления сети, с учетом необходимых ограничений, реализация которого приводила бы к ликвидации перегрузки электрооборудования [22,23]. Исследовались сети 6-10 кВ и для этих же сетей разработан алгоритм оценки возможности устойчивости определенного режима при аварийных возмущениях, что позволяет исключить варианты отключений создающих принципиально не устойчивые варианты режимов [23].

Существует усовершенствованный алгоритм необходимых оперативных переключений, созданный на базе имитирования логики работы диспетчера РЭС, позволяющий значительно увеличить скорость поиска необходимого варианта топологии сети. Во всех этих исследованиях основным достижением является увеличение скорости принятия решения по изменению топологии сети.

К современным техническим средствам, дающим возможность не только поиска варианта изменения топологии сети, но и определяющих места переноса точек потокораспределения относятся FACTS (Flexible Alternative Current Transmission System) [24].

На сегодняшний день устройства FACTS имеют уже два поколения развития. И если первое поколение FACTS могло только обеспечить необходимую компенсацию реактивной мощности при поддержке напряжения в узлах, то второе поколение уже дает возможность осуществлять управление режимом сети с помощью силовой электроники FACTS и производить регулировку параметров как по величине, так и по фазе вектора напряжения.

Устройства FACTS бывают статические и электромашинные. Статические FACTS:

- управляемые шунтирующие реакторы (УШР);

- реакторы, коммутируемые вакуумными выключателями (ВРГ);

- статические тиристорные компенсаторы реактивной мощности (СТК);

- синхронные статические компенсаторы реактивной мощности СТАТКОМ;

- синхронные статические продольные компенсаторы реактивной мощности на базе преобразователя напряжения (ССПК);

- объединенные регуляторы перетока мощности на основе преобразователей напряжения параллельного и последовательного включения, объединённых по цепям постоянного тока (ОРПМ);

- управляемые тиристорами устройства продольной емкостной компенсации (УУПК);

- управляемые фазоповоротные устройства (ФПУ) на базе фазосдвигающих

трансформаторов с тиристорным управлением или РПН;

- вставки постоянного тока на базе преобразователей напряжения (ВПТН);

- токоограничивающие устройства на основе технологии FACTS. Электромашинные FACTS:

- асинхронизированные синхронные компенсаторы (АСК);

- асинхронизированные электромашинные преобразователи частоты (АС ЭМПЧ) на основе двух асинхронизированных машин (АСМ) на одном валу либо на основе асинхронизированной (АСМ) и синхронной машин (СМ) на одном валу;

- фазовращающийся трансформатор-вращающаяся машина с питанием статора и ротора от сетей с различной частотой с дополнительным двигателем на валу (ФВТ).

Интересные результаты были получены при исследовании применения фазового управления для снижения перегрузки [25]. Решалась задача снижения перегрузки кабельной линии 330 кВ Северо-Западной ЭЭС соединяющей подстанции Западная и Порт. В качестве устройства регулирования использовался фазорегулирующий автотрансформатор 750/330 кВ. За счет фазорегулируюшего устройства стало возможным ограничивать перегрузку и обеспечивать равномерную загрузку всей системы кабельных линий различных классов.

В Сибирском регионе, в НГТУ исследовалась возможность применения электродинамических эффектов фазовых воздействий для регулирования параметров режима ЭЭС, содержащей мощные синхронные двигатели [26]. Ими было доказано, что вполне возможно добиться разгрузки перетока активной мощности между элементами ЭЭС на примере линии Кулунда-Урожай.

Помимо исследований по снижению перегрузки за счет изменения уровня генерации ЭС в [27] приведены результаты исследований использования для этой цели устройств FACTS.

Встречаются и работы по разработке специального трехобмоточного силового трансформатора с подключенным к одной из обмоток низкого напряжения источника реактивной мощности [28], который, по мнению авторов, будет являться эффективным средством управления перетоком реактивной

мощности ЭЭС.

Снижать недопустимую перегрузку возможно и комбинированными способами [29], например, воздействуя на уровень перетока мощности как с помощью устройств FACTS, так и средствами противоаварийной автоматики. В статье [29] представлена методика координации действий между противоаварийной автоматикой и FACTS. При этом помимо традиционной противоаварийной автоматики, исследовано использование таких устройств FACTS как тиристорно-управляемая продольная компенсация и тиристорно-управляемый фазоповоротный трансформатор. Предложенная авторами методика позволяет определять ущерб, который возникает у потребителя при отключении электроснабжения, а также минимально необходимые операции в сечении для ввода перетока мощности в заданные пределы. Устройства FACTS в совокупности с противоаварийной автоматикой довольно эффективны при противоаварийном управлении режимами ЭЭС и позволяют снижать количество отключений нагрузки и следовательно снижать ущерб для потребителей.

Однако, несмотря на всю перспективность устройств FACTS их использование требует ввода нового довольно дорогого оборудования, а также больших временных затрат.

В научном и инженерном сообществе постоянно идет поиск способов противоаварийного управления базирующихся на штатном электроэнергетическом оборудовании. В нашей стране Калентионок Е.В. [30] первым запатентовал способ и устройство, для ликвидации перегрузки имеющее принципиальные отличия от известных технических решений. Основная идея предлагаемого Калентионоком Е.В. способа состоит в использовании регулирующего эффекта нагрузки и в случае перегрузки по активной мощности на величину ниже предельно допустимого значения устройство воздействует на изменение напряжения, снижая переток активной мощности без ограничения потребляемой мощности электроприемниками. При возникновении перегрузки выше предельно допустимого значения устройство отключает нагрузку.

Регулирующий эффект нагрузки был выявлен и подтверждено целой серией

натурных экспериментов в ходе исследований статических

характеристик нагрузки по напряжению (СХН) электропотребителей проводимых в электроэнергетической системе СССР [31,32] .

В СССР еще в прошлом столетии велись масштабные эксперименты, в которых принудительно в довольно широком диапазоне изменялись напряжения в узлах ЭЭС и регистрировались величины активной и реактивной мощности. Формировались справочники с типовыми СХН для крупных электропотребителей которыми мы пользуемся и в настоящее время, поскольку, несмотря на существенной изменение электрооборудования, как у потребителей, так и у сетевого комплекса, актуализация СХН в энергосистеме в таких масштабах больше не производилась. Первоначально предлагалось широкое использование СХН в системах противоаварийной автоматики и диспетчерском управлении, но в виду того, что СХН неизменна только в установившимся режиме, а в аварийной ситуации достоверность СХН вызывала сомнения, распространения этот способ не нашел [33]. Тем не менее, справедливости ради стоит отметить, что во время ликвидации аварии в энергосистеме Нью-Йорка [34] диспетчерский персонал вырабатывал управленческие решения с учетом данных о регулирующем эффекте нагрузки по напряжению.

«Кировэнерго» в 1995 г. на основе экспериментально снятой СХН, в которой было доказано четкая взаимозависимость между уровнем напряжения и уровнем активной мощности для сельской распределительной сети были выработаны рекомендации снижению дефицита активной мощности [35].

В различных источниках встречаются работы по применению СХН при лимитировании энергопотребления предприятиями. Например, в [36] автором приводит результаты исследования по использованию регулирующего эффекта при диспетчерском управлении электропотребления в промысловых распределительных сетях. В [37,38] такая же задача решается для электроснабжения промышленного предприятия в условиях ограничения потребления активной мощности.

Крайне мало встречается работ в которых поводятся исследования по

обеспечению пропускной способности по активной и реактивной мощности линий электропередач межсистемных связей за счет использования регулирующего эффекта нагрузки узла [39,40]. При этом в этих работах практически отсутствуют какие либо данные определяющие вид, тип и объем управляющих воздействий и нет оценки их экономической и технической целесообразности.

Исходя из всего вышеизложенного видно, что арсенал технических средств по автоматизированному диспетчерскому управлению утяжеленными режимами и режимами перегрузки крайне скуден и ограничивается либо снижением генерации, либо отключением части потребителей. В то же время, несмотря на довольно давно предложенные идеи по использованию регулирующего эффекта нагрузки по напряжению они практически не находят применения при ликвидации перегрузок системных элементов, ввиду отсутствия апробированных автоматизированных систем управления способных быстро актуализировать (производить постоянный мониторинг) СХН и вырабатывать адаптированные изменяющемуся режиму управляющие воздействия. Как правило, исследования сильно локализуются конкретным предприятием и не имеют обобщающую методологическую основу.

1.2. Анализ задач управления режимами электроэнергетических систем

Целью системы диспетчерского управления режимами в ЭЭС является обеспечение надежного энергоснабжения и качества электрической энергии. Для эффективного диспетчерского управления необходимы знания по поиску оптимальных состояний ЭЭС для различных промежутков времени. Исходя из различных задач в разные временные промежутки управление ЭЭС подразделяется на оперативное, годовое и многолетнее.

Оперативное управление имеет свою специфику, поскольку все физические процессы в ЭЭС быстротечны, особенно переходные режимы. Переходной процесс длится секунды, а в ряде случаев и доли секунды. Например, при возникновении короткого замыкания на линии электропередач переход от

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Шувалова Алёна Александровна, 2022 год

/ / / /

/ л / ! / . ¿г \ \\ /

-

- с '/г /л О \

1 /1 /1 Р2 1 \

/1 Г 1 1 1 1 \

Р1 ( ъ 0 52

и, и1 Ы и

01 т> /~>

Р1 р 2,( 2

80 90 100 Ин1,% 80 90 100

Рисунок1.4 - СХН преобразовательной нагрузки.

Р, %

120

110 100

90

80

70

60

50

40

0 печ /

\ \ / / ,

\ ч ! / 1А*

Рпе ч ч \ Ч

/ / / / \

Рэл / У /

/ / / /

/ г

/ /

0эл эл

60 80 100 Ш,% Рисунок 1.5 - СХН электролизных установок

Сопротивление нити накаливания меняется в зависимости от их температуры. Формула (1.15) в общем виде выглядит как:

Р = Р

г Л1'6

г и л

V и .

V ном у

(1.15)

где Р - номинальная активная мощность освещения; и - номинальное напряжение. На рисунке 1.6 показана СХН освещения с лампами накаливания.

Р, Вт

6500 6000 550 500 450 400 350 300 250 200

Р= и2

=и1,<

Р

170 190

210

230

250 ^ и,В

Рисунок 1.6 - СХН по напряжению для освещения с лампами накаливания

СХН по напряжению для других видов ламп, конечно же, имеют довольно значительные отличия. Например, для люминесцентных ламп СХН представлены на рисунке 1.7 и в общем виде определяются как:

Р = Р

О = Он

/ \ 1,9

' и Л

ч и ,

V ном у

Г Л 1,5

' и л

V ином у

(116)

(1.17)

Как видно из рисунка 1.7, СХН освещения с люминесцентными лампами на участке ±15% ином имеет равномерный характер и регулирующий эффект

нагрузки. Данное свойство может быть применено при оперативном управлении электрическим режимом.

Поскольку практическая нагрузка практически в любом узле электрической сети представляет собой совокупность различного типа потребителей с различными СХН. Определить точные данные состава нагрузки в конкретное время и тем более точно аналитически определить СХН узла весьма проблематично.

Рисунок 1.7 - СХН освещения с люминесцентными лампами

Для принятия адекватных управленческих решений в режиме перегрузки необходимы данные СХН комплексной нагрузки, а СХН в настоящее время определяется в основном методом активного эксперимента.

На рисунке 1.8 и 1.9 показаны СХН по напряжению реактивной и активной мощности снятой ВНИИЭ в 60-х годах для узлов комплексной нагрузки.

Рисунок 1.8 - СХН реактивной мощности узлов а,б,в,г,д,е комплексной нагрузки

Рисунок 1.9 - СХН активной мощности узлов а,б,в,г,д комплексной нагрузки

Типы нагрузок в узлах сети были различны:

- коммунально-бытовые потребители;

- малые промышленные предприятия;

- электрифицированный транспорт; -сельскохозяйственные потребители.

Под коммунально-бытовыми потребителями принимались населенные пункты с численностью населения от 150 до 300 тыс. чел., отличительной особенностью нагрузки промышленного комплекса являлось наличие высоковольтных асинхронных электродвигателей, в свою очередь имелась нагрузка в узле которой присутствовало большое количество синхронных электродвигателей. На интервале от 30 до 150 МВт находилось среднее значение активной мощности исследуемых узлов в электрических сетях класса напряжений 6.110 кВ. Активные эксперименты проводились в различное время суток и для разных сезонов года [36]. В таблице 1.1 приведены полученные для типовых видов нагрузки значения коэффициентов регулирующего эффекта нагрузки (Крэн).

Таблица 1.1 - Типовые значения КРЭН

Вид нагрузки Регулирующие эффекты нагрузки

кР кд

Коммунально-бытовая нагрузка, малые промышленные узлы 1,45 3,5

Крупные промышленные узлы 1 2,8

Узлы с большой долей горнодобывающих предприятий 0,6 (0*1,9) 3,9(-0,7*8,9)

Узлы с большой долей нефтяной промышленности 0,3*0,5) (5*7)

Узлы с различной промышленной нагрузкой 0,5-1,2 0,9-2,0 1,0-1,3 0,32-0,8 4,5-5,5 3,2-6,4 2,5-5,0 3,0-3,2

Синхронные двигатели 0 0,75; 2,7

Асинхронные двигатели 0 2,0; 3,2

Как видно из таблицы 1.1 и из рисунка 1.8 и рисунка 1.9 СХН по напряжению активной мощности разных узлов комплексной нагрузки довольно линейны, в особенности на участке от номинала до и = 0,85инож. Коэффициент

регулирующего эффекта нагрузки как активной, так и по реактивной мощности лежит в пределах кРд = 0,75...1,0.

Сами СХН для активной мощности и для реактивной мощности довольно сильно отличаются друг от друга для различных узлов, что, несомненно, определяется составом комплексной нагрузки конкретного узла. Сильное влияние на СХН оказывают присутствие в сети реактивно-компенсирующих элементов, работа АРВ синхронных машин, состав и уровень потерь сетях. Очень сильно на СХН влияет повышенное напряжение в узле, поскольку во время увеличения напряжения выше номинального в трансформаторах резко увеличиваются реактивные потери за счет насыщения его магнитной системы. Правда надо отметить, что при этом увеличивается и коэффициент регулирующего эффекта нагрузки. Уменьшение уровня напряжения ниже номинального приводит к увеличению потерь в электрических сетях, но при этом это практически не изменяет коэффициент регулирующего эффекта нагрузки.

Наличие регулирующего эффекта нагрузки в узле с комплексной нагрузкой дает хороший инструмент для оперативного управления электрическими режимами ЭЭС, но пока практической реализации этого эффекта наблюдается только в единичных случаях. Так, например, в Самаре в 1993 г. в КПИ была проведена научно-исследовательская работа для АО «КИРОВЭНЕРГО». В исследовании был определен запас резервной мощности, это стало возможным благодаря управлению напряжением в узлах электросети [32].

Моделирование установившихся режимов электроэнергетической системы «КИРОВЭНЕРГО» было возможно благодаря данным об СХН. По этой причине задача данного исследования заключалась в использовании СХН для введения корректировок активных и реактивных мощностей.

В ходе работы были получены результаты о том, что снижение напряжение на 5% дает снижение перетока активной мощности на 6,16%, а чтобы добиться снижения перетока активной мощности на 10,4%, необходимо снизить напряжение на 10%. Правда при этом и потери в энергосистеме увеличивались, так уменьшение напряжения на 10% приводило к увеличению потерь на

3,8.5,7%.

Затем чтобы подтвердить имеющиеся теоретические расчеты по режимам и выявить реальный резерв по активной мощности, а главное для оценки эффекта от управления режимом за счет изменения напряжения на ПС «Беляево» и «Шестаки» СЭС провели натурные эксперименты. Энергопотребители этих двух ПС являлись сельскохозяйственные предприятия. Регистрация параметров проводилась каждые 0,5 мин в течении получаса. После этого полученные результаты были обработаны, при этом определялась оценка ожидаемых токов, напряжений, активных и полных мощностей при изменении напряжения.

В следствии эксперимента были получены следующие результаты: при уменьшении напряжения на интервале с 8,6 до 9,8% на первой секции шин дало уменьшение активной мощности на 13,6.15,9%. При обратном действии, направленном на увеличение напряжения на 4,8.6,3%, что увеличило потребление активной мощности на 7,3.8,8%. Примерно такие же результаты наблюдались и для второй секции шин, а также и на ПС «Шестаки».

Оценка потенциального резерва активной мощности для оперативного управления Слободского РЭС составила 6,4.11,3 МВт при управлении перегрузкой во время утреннего максимума энергопотребления и 5,5.9,7 МВт при управлении перегрузкой во время вечернего максимума энергопотребления.

Изменение напряжения в диапазоне допустимых пределов это принятая практика диспетчерского управления, установившимися режимами АО «СО ЕЭС» и согласно всем нормативным документам и стандартам организации такие изменения напряжения не существенно влияют на надежность электроснабжения и качество поставляемой потребителям электроэнергии.

При этом допустимым считается, даже если напряжение находится ниже минимального значения в диапазоне до минимального предупредительного. Допустимое время нахождение напряжения ниже минимального значения ограничивается двадцатью минутами. В течении суток допускается отклонение напряжения от оптимального значения в контрольных пунктах до 5.10 кВ.

Возможно, управление уровнем напряжения со стороны диспетчерского

персонала согласно заранее утвержденного графика изменения напряжения в контролируемом пункте. Пример изменения напряжения узла 110 кВ рамках нижнего и верхнего предупредительных пределов приведен на рисунке 1.10.

и,кВ 125 120 115 110 105 100 95 90 85

80

Umax

ивпп

U

U

уст

НПП

Umin Uab

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 ^ч Рисунок 1.10 - График изменения напряжения узла 110 кВ.

При анализе перспективности использования регулирующего эффекта нагрузки, необходимо учитывать не реакцию нагрузки на изменение напряжение, но и эффект «реакции сети» проявляющейся в изменении напряжения при резком увеличении потребляемой мощности. А также «Эффект приспособления потребителей к изменению напряжения» который проявляется, в случаях выхода напряжения за допустимые пределы практически у всех электропотребителей [56].

Выводы к главе 1

1. В результате анализа задач оперативного управления режимами электроэнергетических систем доказана необходимость поиска дополнительных методов управления и расширения арсенала автоматизированных технических средств управления, связанных с управлением в режимах перегрузки.

2. Анализ исследований в области, связанной с управлением перетоком активной мощности в энергосистеме при перегрузке ее элементов выявил недостаток арсенала технических средств автоматизированного управления вследствие недостаточной теоретической и методической проработки способов управления не связанных с вводом дополнительного дорогостоящего оборудования или же с ограничением и отключением энергопотребителя.

3. Использование СХН по напряжению вследствие наличия регулирующего эффекта нагрузки перспективно для оперативного диспетчерского управления вынужденными режимами. Если коэффициент регулирующего эффекта нагрузки КРЭН >0 снижение перетока мощности производится путем снижения напряжения, если КРЭН <0 снижение перетока мощности производится путем увеличения напряжения, а если КРЭН ~ 0, эффект от изменения напряжения не наступает.

2. СИНТЕЗ ТЕХНИЧЕСКОГО СРЕДСТВА МОНИТОРИНГА

СТАТИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

2.1. Методика идентификации статической характеристики узла энергосистемы

Общие положения. Разработка технических средств автоматизированного управления перетоками мощности по элементам энергосистемы в вынужденном режиме, безусловно, требует наличия достоверных данных обо всех динамически изменяющихся параметрах режима. С научной и практической точки зрения самым сложным из необходимых данных является получение актуальных данных о статической характеристике (СХН) узла, то есть об изменении мощности, вызванной изменением напряжения. До последнего времени сведения о СХН получали на основе справочной информации, которая была сформирована на базе экспериментальных исследований, проводившихся в основном в 70-х, 80-х годах прошлого столетия [57,58]. И хотя АО СО ЕЭС РФ в последние годы ведет активную работу по экспериментальному определению СХН узлов энергосистемы, надо понимать, что в связи с сильно изменившимся составом реактивных элементов, как у потребителей электрической энергии, так и в самой энергосистеме, СХН узла не является неизменной во всех режимах. Такое положение обусловлено большим разнообразием электрических нагрузок и их не стационарным состоянием. В большинстве случаев нагрузки крайне сложно описать с приемлемой точностью. Сегодня для описания нагрузки используют типовые характеристики. В основном для конкретизации и обновления данных о характеристиках проводятся специальные активные эксперименты в энергосистеме. Но по причине изменяющегося характера сети (сезонные и изменения топологии сети) это дает лишь временный эффект, так как такими экспериментами невозможно описать все нагрузки во всех возможных состояниях. Остро стоит вопрос о постоянной или периодической актуализации СХН, то есть о наличии технических средств периодического мониторинга СХН.

Безусловно, идентификация СХН по напряжению путем снятия активного

эксперимента является наиболее точной из всех известных способов определения СХН [59-69]. При активном эксперименте принудительно изменяют параметры режима, изменяя напряжение в узле в максимально возможных пределах. Согласно [59,64], точность в активном эксперименте высока за счет малого времени проведения эксперимента и большого диапазона изменяемых напряжений. При этом большой диапазон напряжений повышает обусловленность системы уравнений, лежащих в основе расчета коэффициентов СХН [64]. Надо учесть, что такое вмешательство в режим снижает надёжность работы энергосистемы, а что еще хуже может привести к аварийной ситуации [61,65]. В любом случае в основе определения СХН лежит регистрация значений напряжения в узле энергосистемы и соответствующих ему уровней активной и реактивной мощности.

Очевидно, что система мониторинга не должна строиться на активных принудительных вмешательствах в режим. Мониторинг не подразумевает внешнего воздействия на режим энергосистемы, все необходимые данные определяются за счет естественных изменений напряжения.

При пассивной регистрации параметров режима, точность идентификации СХН достигается за счет увеличения объема выборки [66]. Если выборка достаточно большая, то в большом объеме данных нагрузка отражена практически во всех возможных состояниях [60, 67-69], следовательно, и законы изменения случайных величин выявляются более четко. При пассивном мониторинге СХН возможно применение методов теории вероятностей и математической статистики. Например, СХН определяются на основе линейной регрессии.

Однако, надо учитывать, что вследствие малого изменения напряжения точность определения коэффициентов СХН будет заведомо ниже, по сравнению с активным экспериментом [66,69]. Но для ряда практических задач требуется определение СХН в ограниченном диапазоне измерений по напряжению и, следовательно, на узком участке достаточно иметь линейную характеристику СХН [70].

Определение СХН при пассивном измерении параметров режима имеет крайне важный недостаток. Поскольку обычно при определении СХН для обработки данных измерения и построения графиков активной Р и реактивной 0 мощностей от напряжения и используется статистический регрессионный метод то согласно [71], при пассивном измерении этот метод обработки имеет большую погрешность, и линии регрессии близко не совпадают с графиками СХН.

В основе такой погрешности лежит явление изменения напряжения вследствие случайного изменения мощности, наблюдаемое при пассивных измерениях. Явление, при котором напряжение изменяется из-за изменения мощности нагрузки, в научных работах называется «реакция сети» и было исследовано Ю.Е. Гуревичем [72,73].

Предлагается усовершенствованная методика мониторинга СХН учитывающая, в том числе и «реакцию сети», лишенная ряда недостатков присущих способу, предлагаемому в работах Ю.Е. Гуревича.

Специфической особенностью данной методики является выработка управляющего воздействия, направленного на снижение мощности используя регулирующий эффект нагрузки. Это возможно только в том случае если на момент принятия решения есть актуальная информация о величине коэффициента регулирующего эффекта нагрузки для текущего значения напряжения. Изменение СХН у узла энергосистемы возможны из-за сезонных изменений характера нагрузок, изменения топологии сети, изменения состава активно реактивных элементов энергосистемы. Система мониторинга должна контролировать только изменения СХН, а не многократно пересчитывать СХН. Для этого необходимо выделять только те изменения мощности, которые связанны с изменением напряжения и не принимать к расчету изменения, несущие случайный характер (колебания, шум, наводки, реакция сети, дрейф мощности и т.д.).

В предлагаемой методике учёт реакции сети во время идентификации коэффициентов СХН по результатам пассивного измерения осуществляется за счет анализа линейного искажения эллипса рассеивания [70]. Линейность искажения является следствием малых отклонений измеренных величин от точки

математического ожидания в случае пассивного измерения. В этом случае есть возможность определить коэффициенты полиномиальной функции СХН на основе преобразования параметров распределения, а не по данным пассивного измерения.

В параграфе 2.2 будет подробно изложено влияние реакции сети на режим. Предложена методика учета эффекта реакции сети во время расчета коэффициентов полиномиальной функции СХН на основе корреляционной модели нагрузки.

2.2. Критерии, положения и алгоритм методики мониторинга СХН

Определение СХН при пассивном мониторинге в общем случае является сложной задачей потому, что на изменение мощности нагрузки от величины напряжения необходимо выделить (отфильтровать) от множества иных факторов, влияющих на мощности либо на напряжение. Например, технологических процессов, изменения состава нагрузки и других.

В качестве исходных данных при идентификации СХН методом пассивного измерения выступают временные ряды напряжения и мощности, получаемые со средств измерения либо телеметрии. На практике используется ряд способов получения значений электроэнергетических параметров: использование приборов-анализаторов качества электрической энергии; использование данных из автоматизированных систем управления технологическим процессом (АСУ ТП); использование данных с автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ); использование данных оперативно-информационного комплекса (ОИК); использование данных телеизмерений (ТИ). Как показал опыт научно-исследовательских групп, работающих по заданию АО СО ЕЭС, наиболее высоким качеством обладают данные, полученные с анализаторов качества электрической энергии, ОИК и ТИ.

Методика корректного получения исходных данных, выгрузки и структуры хранения и оценки пригодности данных изложена в параграфе 2.4 настоящей работы.

Основная задача, возлагаемая на мониторинг СХН, является

своевременная корректировка коэффициентов полиномиальной функции СХН и коэффициента регулирующего эффекта нагрузки, то есть мониторинг должен обеспечивать актуальными данными об СХН на момент выработки управляющего воздействия.

Для данной методики, как показали исследования, производимые в УрФУ использование временных рядов, даже при снятии СХН в режиме пассивного эксперимента малоэффективно, вследствие необходимости обработки большого объема данных. При разработке системы мониторинга в качестве основной входной информации была принята пара измерений, а не временной ряд. Пара это два соседних измерения мощности и напряжения на интервале времени, в котором напряжение изменяется на величину не менее чем | и - и+1 |>Дитт.

Поскольку СХН это изменение мощностей при изменении напряжения то на начальном этапе помимо базовых положений и алгоритма расчета надо определиться, при какой величине изменения напряжения ДЦщт необходимо регистрировать изменение мощности и, какое количество пар данных выборки необходимо и достаточно для качественного расчета коэффициентов полиномиальной функции СХН. При определении ДЦпт будем исходить из следующих соображений: 1) ДЦт,п должно быть меньше чем изменение напряжения при принудительной работе РПН, для разных типов РПН и АРПН силовых трансформаторов изменение одной ступени напряжения лежит в диапазоне от 0,9% до 1,5 % ином. 2) ДЦт,п должно быть больше, чем отклонения, вызванные работой датчиков и измерительной системой, которые могут достигать 0,5% ином. Если ввести 20% коэффициент надежности, то Дитт=0,9%/1,2-ином=0,75% ином.

Для определения необходимого и достаточного количества данных выборки исходим их двух основных из того, что при базировании на полиномиальной функции второго порядка для определения СХН необходимо не менее пяти точек лежащих на характеристике [74,70]. Как показала практика экспериментального определения СХН, на этапе процедуры фильтрации коэффициента

регулирующего эффекта нагрузки отсеивается 40.45% пар [74,73,70]. Следовательно, если предусмотреть 20% запас по надежности, то необходимое и достаточное количество данных в выборке определяется как Жпар=5/0,5-1, 2=12 пар.

Также следует отметить, что специфической особенностью расчетов функции СХН, в предлагаемой методике является аппроксимация функции не по точкам, а по парам (отрезкам).

При разработке методики мониторинга СХН нагрузки по напряжению были приняты следующие положения:

1. В основе расчетов лежат «пары измерений» напряжений и мощностей для времени ti и ti+1.

2. Расчет СХН ведется в относительных единицах;

3. Статическую характеристику нагрузки, в относительных единицах, возможно, аппроксимировать полиномиальной функцией 2-го порядка R (U) = a + axU* + a2U* , коэффициенты a0, a1, a2 на расчетном участке практически не изменяются.

4. Расчетный участок лежит в пределах 0,8 Цюм... 1,2 ином.

5. Базисное напряжение неизменно на всем протяжении расчетов UBAS = const. Во время процедуры определения СХН возможна корректировка опорной мощности Po(ti);

6. СХН именованных единицах определяется по формуле:

С - i Y^

P(U) = Po (tt)

U

а + a--+ an

и i и 2 и

у U BAS vU BAS j j

U

(2.1)

В этой формуле Po(ti) является следствием случайных колебаний мощности

( -- f .Г \2\

нагрузки, а

U

a0 + a1—— + a2

U BAS

U

v UBAS J

реакция на изменение напряжения.

7. Дрейф и случайные колебания мощности являются следствием изменения РО(Ь), переход с одной СХН определяют путем масштабирующих коэффициентов. При этом, переводя в о.е. поделив на опорную мощность Ро(^), согласно

положению 3, все СХН совпадают.

8. Опорная мощность изменяется случайным образом, при этом, чем меньше прошло времени между ti и ti+1 определением опорной мощности, тем вероятнее, что опорная мощность не изменилась.

Po (h ) - Po (h+i) (2.2)

9. Коэффициент регулирующего эффекта нагрузки для конкретного времени ti рассчитывается как

Л ! - Л U*- ! + U*-РЭНl " Щ +i - U* ' P*t+i + P*t K ■ ;

Если подставить вычисленные по (2.1) значения Pi и Pi+i, и если выполняется условие (2.2), то зависимость КРЭНi (Ui ) будет монотонная функция,

если же не выполняется условие (2.2), то функция КРЭН[ (Ui ) будет со

случайными выбросами, данное свойство используется для фильтрации исходных данных.

7. Поскольку при маленькой разнице между Ui и Ui+1 незначительной будет и реакция являются следствием СХН, то подобные данные малопригодны для идентификации СХН. Методика должна предусматривать процедуру выделение таких пар отсчетов, в которых разница между Ui и Ui+1 существенна, как обосновано выше критерием существенного изменения напряжения служит AUmm>0,75% U^h.

На основании вышеизложенного, алгоритм методики мониторинга СХН представляет собой последовательность следующих операций:

1. Каждое измеряемое значение напряжения переводится в относительные единицы

U* = -U- (2.4)

и

U BAS

2. Выделяют пары отсчетов по условию

\U*t+i - U*\ >AU*mn (2.5)

3. По формуле (2.3) рассчитывают коэффициент регулирующего эффекта

нагрузки КРЭН{ для всех 12 пар, удовлетворяющих условию (2.5).

4. Производится процедура фильтрации, КРЭН{ которые заметно отклоняются от монотонной функции Крэн ■ (и).

5. Определяется первое приближение опорная мощности Р0 ■

6. На основе метода наименьших квадратов по формуле (2.6) высчитывают коэффициенты ао, й?1, 02.

Р*11 — а0 + о^и*! 1 + о^и 1, Р*2 1 — Оо + О-^и *2 1 + О^и *2 1 ;

Р

*1,г

о0 + о1и *1г + о2и *1 у;

(2.6)

Р*2,г — О0 + О1и*2,] + О2и*2 ,] •

где и*! г и Р^ г - напряжение и мощность в о.е. доу-го измерения;

и*2 г и Р*2 ■ - напряжение и мощность в о.е. послеу-го измерения.

7. Получив значения коэффициентов полиномиальной функции СХН, рассчитывается среднеквадратичное отклонение величины мощности в о.е.

^ —

1

^ X ([Р*1,/ -(°0 + °1и*1,г + О2и^ )Г + [Р*2,г -(о0 + О1и*2,г + О2и*2,г ^ )

2^ г—1

где Ж - количество пар измерений, оставшихся после фильтрации.

По формуле (2.7) высчитывают второе приближение опорной мощности для всех пар:

Рол —

Р*1,г + Р*2,г 2

о0 + ох

^и*и + и*2,г ^

2

+ О-

^ и*] + и*2 г ^

(2.7)

*1,г

2

8. Повторяется процедура перевода величины мощности в о.е. и заново рассчитываются коэффициенты а0, а1, а2, среднеквадратичное отклонение и расчет приближения значения опорной мощности. Расчет многократно повторяется, пока с каждым циклом среднеквадратичное отклонение уменьшается. При достижении минимального значения среднеквадратического

отклонения расчет заканчивается и соответствующие значения

коэффициентов а0, а\, а2 принимаются в качестве определяемых значений функции СХН [73].

2.3. Методика учета эффекта реакции сети

Эффект реакции сети возможно понять на основе анализа простейшей схемы представленной на рисунке 2.1.

ис и

Случай I |-1—> ](2

а

ис ]Х и

Случай II I---1—> (

б

Рисунок 2.1 - Простейшая схема электроснабжения, а - отсутствие реакции сети (случай

I), б - проявление реакции сети (случай II)

Источником электроэнергии является электроэнергетическая система, по мощности многократно превышающая мощность нагрузки Q, способная во всех режимах работы поддержать напряжение системы постоянным ис=сопв1 В случае I рисунок 2.1 а реакция сети отсутствует, поскольку отсутствует сопротивление нагрузкой и системой ис=и. В случае II вследствие наличия индуктивного сопротивления линии ]Х рисунок 2.1 б реакция сети проявляется явно. Напряжение и и реактивная мощность ( в случае II связаны зависимостью:

и (ис - и)

£(и) = , (2.8)

где ( - реактивная мощность нагрузки, и - напряжение в узле нагрузки, ис -напряжение системы, X - сопротивление линии.

На рисунке 2.2 представлен график зависимости Q(U), построенный на основе (2.8). Как видим из рисунка 2.2 графически зависимость (2.8) представляет

собой перевернутую параболу с вершиной имеющей координаты 2 ,4Х'

Рисунок 2.2 - График реакции сети

Как видно из графика рисунке 2.2 увеличение реактивной мощности

и2 и

нагрузки ( от 0 до напряжение и снижается вплоть до . Больше

мощность ( расти не может, поскольку это максимум функции.

Для иллюстрации эффекта на графике рисунка 2.2 взята точка с координатами ит, (т. Через эту точку проведена касательная, соответствует реакции сети. Реакция сети в приведенном случае имеет отрицательный наклон, угол наклона графика реакции сети определяется как:

X X

, сШ

^ = к = С(

(2.9)

1ТТ2 ЛГЛ V II — /II

(=(„

иС - (X ис - 2ит

где к - коэффициент реакции сети, ит, Qm - напряжение и реактивная мощность узла нагрузки в точке характеристики рисунка 2.2.

Из рисунка 2.2 видно, что при небольших отклонениях напряжения Ди и мощности ДQ эффект реакции сети практически линейный и по формуле (2.9) можно его оценить через коэффициент к.

Через точку с координатами ит, Qm рисунок 2.2 проведена СХН по напряжению. На основе пассивных измерений определена линейная СХН Q(U), которую определяют по формуле:

аи)—а

' и л

Ь1 — + Ь0

и .

т /

В1и + В0, (2.10)

где Ь0, Ь1 - коэффициенты участия составляющих постоянной мощности и постоянного тока, в общей СХН в о.е., В0, В1 - эти же коэффициенты в именованных единицах.

Следует учесть, в формуле (2.10) Q, и и В0 носят случайный характер. Коэффициент В0 является следствием случайных отклонений мощности и независим от напряжения и. По параметрам распределения определяется детерминированный коэффициент В1, для этого необходима математическая модель, учитывающая корреляционный характер СХН Q(U).

Математическая модель. В результате пассивных измерений при идентификации СХН сети рисунок 2.1 а, получают вектора значений напряжения и и реактивной Q мощности нагрузки (в реальной сети и вектор значений активной Р мощности). При этом все значения случайны и являются многомодальными величинами. Следовательно, они не могут быть описаны только одним фундаментальным законом распределения, их возможно представить только в виде суммы законов [75].

Взаимосвязь между и и Q, несмотря на их случайный характер, описывается системой со следующими параметрами [76]: ит, Qm - математические ожидания; аи, oQ - среднеквадратические отклонения;

г - коэффициент корреляции.

В случаи I рисунок 2.1 а распределение и отсутствие реакции сети полностью формируется математическим ожиданием и ковариационной матрицей:

.2

К =

Кид

Кид

о

и

г°и°д

Г°и°<2

о

й

(2.11)

где Ои, Од - дисперсия и и Q соответственно; Кщ - корреляционный момент между и и д; аи, ад - среднеквадратическое отклонение и и д соответственно, г -коэффициент корреляции между и и д.

Графически система случайных величин и, д, построенная по (2.11), представлена на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 - Эллипс рассеивания для случая I

2

График — это эллипс рассеивания с центром в точке ит, д«.

Математически по формуле (2.12) можно найти угол между осями симметрии эллипса и осью абсцисс:

tg2а — 200

О -о* , (2.12)

где а - угол между осями симметрии эллипса и осью абсцисс.

Решение (2.12) дает два ответа - а и а1, угол между ними 90 Штриховые прямые - это линии регрессии Q на и и и на Q, углы между линиями регрессии и осью абсцисс находят по формулам:

. _ о

^аа — * , (2.13)

ои

1 оа

tgа а

и~г о , (214)

где aQ - угол между линией регрессии Q на и и осью абсцисс, аи - угол между линией регрессии и на Q и осью абсцисс.

В формуле (2.10) коэффициент В1 = tgaQ.

Для электрической сети случай II рисунок 2.1 б корреляционная зависимость между Q и и существует вследствие параметров, имеющих нормального распределения, по формуле (2.13) можно рассчитать коэффициент В1= tgaQ.

При неизменной мощности, при отсутствии реакции сети на участке от Qm до Q1 напряжение не изменится. Состояние нагрузки, отображенное точкой с координатами и^ Qm, на рисунке 2.4 это точка А, будет описываться точкой В с координатами Ш, Ql.

02

01 0'1

0т

Реакция сети к

В" (иь 02)

В' (иь 01)

Н'

Л' (ии 0т)

и' ит и'2 и'1 и1 и

Рисунок 2.4 - Иллюстрация к модели

Возникновение реакции сети в момент увеличения мощности на нагрузке, случай II рисунок 2.1 б, вызывает падение напряжения на сопротивлении X. Произойдет снижение напряжения ит до значения и' и этому напряжению будет соответствовать уменьшенная до 01' мощность, точка С рисунка 2.4.

Аналогично происходят изменения режима при случайных изменениях напряжения на рисунке 2.4 это система точек АА'В'С', и при одновременном случайном изменении напряжения и мощности на рисунке 2.4 это система точек АЛ'Б"С".

Взаимозависимость между и и 0 можно описать системой уравнений:

Ql - От

и ,' = и +■

1 1

а'=о, +

1 к

В1

В1 ()

(2.15)

к

- В

где I - индекс точки.

Для расчета СХН с учётом реакции сети надо решить задачу перехода от

<

1

массивов данных и' и Q к массивам и и Q. После чего по формуле (2.13) рассчитать коэффициент крутизны Б1 линейной СХН. На рисунке 2.5 показаны результаты моделирования СХН с учетом реакции сети и без ее учета.

а

ев

104 103 102 101 Н100 СЙ 99 98 97 96 95

- реакция сети

без учета реакции сети к — с учетом реакции сети к

• центр рассеивания

• тестовые точки при к=0 о тестовые точки при кф-0

218

220

222 224 и, кВ

226

228

Рисунок 2.5 - Расчеты СХН с учетом реакции сети

Как видно на рисунке 2.5 линия регрессии Q на и, определенная для случайных величин и ' и Q ', вследствие наличия реакции сети не совпадает с заданной СХН. В тоже время, тестовые точки при различных значениях напряжения располагаются на линии СХН, что говорит о корректности проведённого моделирования [70].

2.4. Методика предварительной подготовки и оценка пригодности использования данных со средств телеизмерений и оперативно измерительного комплекса для мониторинга СХН

Независимо от того, на какой базе выполняется устройство идентификации СХН возможно довольно много способов получения исходных данных, при этом желательно, чтобы входная измерительная информация была уже оцифрована.

Получить значения параметров электроэнергетического режима

возможно с помощью: переносных регистрирующих качества электрической энергии, данных поступающие в АСУ ТП, данных с автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ), данных телеизмерений (ТИ) или оперативно-информационного комплекса (ОИК) [77].

По понятным причинам, несмотря на высокое качество измерений параметров, переносные приборы-анализаторы являются наименее пригодным вариантом. Такие приборы хороши для научно-исследовательских работ. Вследствие недостаточной частоты опроса малопригодны и средства АСКУЭ. Не все АСУ ТП подстанций обладают требованиям, например, по объему и глубине хранения архива. Наиболее пригодными видится получения исходных данных с ТИ из ОИК.

Согласно [78] оперативно-информационный комплекс - это программно-аппаратный комплекс, предназначенный для хранения справочной информации, краткосрочного планирования режимов энергетической системы (единой, объединенной, региональной), получения данных о текущем режиме, обработки, архивирования поступающей информации и выдачи оперативному персоналу справочной информации, всех изменений режима, состояния оборудования и аварийно-предупредительных сообщений в темпе поступления информации, а также ретроспективно [78].

Самым распространенным в ЭЭС России является ОИК СК-2007 производства АО «Монитор Электрик», г. Пятигорск [79]. В настоящее время новейшим ОИК это СК-11, но он только приходит на замену СК-2007 и источники получения информации у него те же, поэтому основные процедуры работы с данными приведены на примере СК-2007.

Основная составная часть ОИК это сервера, подключенные к локальной вычислительной сети (ЛВС). В комплекс также входят сервера телемеханики, конвертеры протоколов, система сбора и передачи данных. Все элементы комплекса связаны между собой ЛВС. Несмотря на то, что ОИК работает на уже нормализованных и запротоколированных данных в нем предусмотрена

возможность самостоятельного опроса измерительных технических средств, как датчиков, так и каналов телемеханики. При этом информация с системы сбора данных может запрашиваться несколькими способами: непосредственно с измерительных датчиков и технических средств телемеханики; через сервера телемеханики (ТМ) или конвертера протоколов; через средства межмашинного обмена данными.

Для работы с данными подключение к серверам производится на выделенных рабочих станциях.

В зависимости от решаемой задачи из ОИК выгружаются и обрабатываются необходимые параметры. Для средств мониторинга СХН надо иметь данные об изменении напряжения, активной и реактивной мощности в точке контроля. В некоторых случаях может понадобиться контролировать и другие параметры или получать данные с другой точки контроля. Сначала анализируются все специфические особенности контролируемой точки. Например, в точке измерения всегда присутствует несимметрия напряжений, тогда надо помимо линейных запрашивать и значения фазных напряжений. Качество запрашиваемой информации по мощности может быть недостаточное и потребуется производить ее уточнение за счет дополнительных расчетов. В этом случае понадобятся данные с других точек ЭЭС.

Для того чтобы получить необходимые параметры с интересующего нас объекта ориентируются по перечню ТИ. В перечне ТИ указывается соответствие поступаемых данных конкретным параметрам. В перечне имеется номер ТИ, его наименование и наименование канала ТМ передающее это ТИ. При работе с ОИК, безусловно, крайне важным является выбор номеров ТИ, используемых для дальнейшей обработки, поскольку именно номер ТИ однозначно отображает исследуемый параметр в ОИК.

В связи с тем, что необходимо выбрать не только требуемые для обработки параметры, но и возможно дополнительные, все ТИ лучше выгружать с запасом по времени. Такая рекомендация связана с тем, что по происшествию небольшого периода времени возможна полная утрата невостребованных вовремя данных,

поскольку в алгоритме хранения данных может быть заложена процедура их прореживания, а также потому, что сам процесс выгрузки данных связан с рядом процедур, которые придется выполнять заново, а это дополнительные временные затраты.

Основной программной выгрузки данных из СК-2007 является программа «Анализ данных», файлы формата «.csv». Для того чтобы провести запрос данных из ОИК необходимо выполнить следующие настройки:

1. Зайти в опцию «Заданный, знаков после запятой» и задать формат «5» знаков после запятой для измеренных значений линейного напряжения, активной мощности и других запрашиваемых параметров.

2. Зайти в опцию «В интервале» и установить шаг «0», в этом случае из базы данных реального времени (БДРВ) будут поступать ТИ, фактически поступающие в ОИК.

3. В опции «Время рождения» установить время запроса ТИ и «Время с миллисекундами».

В ОИК СК-2007 также возможно посредством программы API или же за счет использования механизмов БДРВ - Microsoft SQL Server производить запросы данных напрямую из БДРВ. Эти программные инструменты позволяют, за счет прямого доступа к ТИ, выгружать большие объемы данных ТИ.

Данные ТИ это довольно большие массивы значений режимных параметров в конкретные моменты времени и их необходимо экспортировать в электронные «.csv»-файлы, которые помимо значений параметров содержат идентификационный номер (ID), временя возникновения, время поступления данных в ОИК и код качества. Кодом качества обозначается источник, из которого взяты данные ТИ. Помимо технических средств измерения ТИ, источником данных ТИ может служить расчёт, ручной ввод и т.д. При обработке полученных данных ТИ все данные не с кодом качества «0х100 Источник: телеметрия», исключаются из дальнейшей обработки. В таблице 2.1 представлен вид «.csv»-файла.

Таблица 2.1 - Фрагмент «.csv» - файла с ТИ из ОИК

Номер Метка времени Параметр Код Метка времени

ТИ поступления в ОИК режима качества рождения

17840 2017-10-07 09:59:56.490 23,46446 0x100 2017-10-07 09:59:56.490

17840 2017-10-07 10:00:06.553 23,65715 0x100 2017-10-07 10:00:06.553

17840 2017-10-07 10:00:07.537 23,68576 0x100 2017-10-07 10:00:07.537

17840 2017-10-07 10:00:22.303 23,99172 0x100 2017-10-07 10:00:22.303

В случае необходимости учета данных ТИ от смежных присоединений резко увеличивается объем получаемых массивов данных и очень важно автоматизировать процесс обработки данных ТИ. Для этого крайне важно использовать штатные или же общеизвестные пакеты прикладных программ. При работе с данными ТИ возможно применение программного комплекса MatLab. Необходимые программные средства и язык программирования выбираются исходя из структуры данных, основанной на матрицах. При дальнейшем изложении материала исследований используется терминология принятая в MatLab.

Данные ТИ получаемые из ОИК сохраняют в таблице DATA, состоящей из следующих переменных:

NTI - номер ТИ (double), TIME - метка времени (datetime), VALUE - значение ТИ (double), CODE - код качества (double).

В таблице 2.2. представлен вид таблицы DATA. Процедуру загрузки данных из «.csv»-файла в таблицу DATA необходимо автоматизировать.

Таблица 2.2 - Вид таблицы DATA

NTI TIME VALUE CODE

16945 2018-10-20 23:58:59.483 -15,683 100

16945 2018-10-20 23:59:59.630 -14,855 100

16946 2018-10-19 23:59:45.937 -9,363 100

16946 2018-10-20 00:00:46.050 -9,668 100

В таблице DATA для переменной TIME применяются метки времени прихода данных ТИ в ОИК. В таблицу DATA в соответствии с меткой времени последовательно заполняются данные ТИ всех запрашиваемых параметров.

Перечень запрашиваемых данных ТИ формируется таблицой mainLIST, которая состоит из следующих переменных:

TI_Num - номер ТИ (double);

num_in_NOM - номер ТИ в векторе NOM (double);

Object - объект, с которого получено ТИ (string);

Feeder - наименование присоединения (string);

Par - измеряемый параметр - напряжение, ток, активная и реактивная мощности, частота, температура и т.д. (string);

Ret - инверсия (double);

Channel - канал, по которому получено ТИ (string).

В таблице 2.3. представлен вид перечня mainLIST.

Таблица 2.3 - Вид таблицы перечня mainLIST

TI_Num num_in_NOM Object Feeder Par Ret Channel

9489 1 ПС-1 1СШ 220 кВ U 1 основной

9484 2 ПС-1 ВЛ-1 P -1 основной

9478 3 ПС-1 ВЛ-1 Q -1 основной

В перечне mainLIST значение инверсии Ret может быть +1 или -1, параметр указывает направление перетока. Для каждого ТИ формируется вектор NOM (cell array of double), состоящий из номеров строк в DATA. Например, командой DATA.VALUE(NOM{1}) будет затребовано значения ТИ напряжения на 1СШ 220 кВ с номером 9489, а метку времени, возможно задать командой DATA.TIME(NOM{ 1}).

Поскольку при определении СХН используемая для обработки информация с ТИ напряжений и мощностей должна быть определенного качества необходимо заранее взять за промежуток времени не менее нескольких судок перечень данных ТИ и «.csv^-файлы для всех востребованных присоединений и оценить пригодность информации для корректного определения СХН. Если при анализе выявляются некачественные данные, то необходимо устранить имеющиеся несоответствия.

Кроме той информации, что приведена в таблице mainLIST, при анализе качества информации с ТИ необходимо определить ряд дополнительных параметров, сформированных в таблице LIST:

Begin - метка времени первого измерения (datetime);

Duration - продолжительность записи (duration);

End - метка времени последнего измерения (datetime);