Регулирование напряжения на подстанциях распределительной электрической сети с контролем режима прилегающего района тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат наук Исмоилов, Саиджон Туронович

• Исмоилов, Саиджон Туронович
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Исмоилов, Саиджон Туронович

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. РАЗВИТИЕ СИСТЕМ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ (обзор)

1.1.1. Развитие систем и методов регулирования напряжения

1.1.2. Системы регулирования напряжения в распределительной сети

1.2.Развитие средств регулирования напряжения

1.3 Экспертные системы

1.3.1 Области применения экспертных систем

1.3.2. Структура экспертных систем

1.3.3. Продукционная модель знаний

Выводы по первой главе

ГЛАВА 2. МУЛЬТИАГЕНТНОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

2.1. Концепция мультиагентного регулирования напряжения в электрических сетях

2.2. Экспертная система мультиагентного регулирования напряжения

2.2.1.Подсистема идентификации класса режима

2.3. Подсистема определения задач

2.4. Подсистема определения управляющего воздействия в узле при многообразии его вариантов

Выводы по второй главе

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МУЛЬТИАГЕНТНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ НА ЦИФРОВЫХ МОДЕЛЯХ РЕЖИМА СЕТИ

3.1. Особенности моделирования режимов сети с мультиагентным регулированием напряжения и сравнение его с централизованным регулированием в различных распределительных сетях

3.2. Результаты моделирования Сургутской сети

3.2.1. Характеристика распределительной сети Сургутского района

3.2.2. Централизованное регулирование в ЦП с постоянными уставками регуляторов районных ПС распределительной сети Сургутского района

3.23. Централизованное регулирование в ЦП с программно изменяемыми уставками регуляторов районных ПС распределительной сети Сургутского района

3.2.4. Централизованное регулирование режимов в режиме реального времени с глобальной оптимизацией режима распределительной сети Сургутского района

3.2.5. Регулирование напряжения в электрической сети Сургутского района локальными регуляторами с контролем режима прилегающего района

3.3. Методика оценки достижимости индивидуальных целей по напряжению

3.4. Исследование эффективности способов регулирования напряжения в Педжикентском районе электрической сети энергосистемы Таджикистана

3.4.1 Характеристика распределительной сети Пенджикентского района

3.4.2. Централизованное регулирование с постоянными уставками регуляторов районных ПС распределительной сети Пенджикентского района

3.4.3. Централизованное регулирование с изменяемыми по времени уставками регуляторов районных ПС распределительной сети Пенджикентского района

3.4.4. Централизованное регулирование режимов в режиме реального времени с глобальной оптимизацией в распределительной сети Пенджикенсткого района

3.4.5 Мультиагентное регулирование напряжения в распределительной сети "1 Пенджикентского района

I Выводы по третьей главе

ГЛАВА 4. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МУЛЬТИАГЕНТНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ НА ФИЗИЧЕСКОЙ МИКРОМОДЕЛИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

4.1. Описание физической микромодели электрической сети (МЭС)

4.2. Описание исследуемых способов регулирования напряжения

4.3. Программа эксперимента

4.4. Результаты физического моделирования

4.5. Имитационное моделирование

Выводы по четвертой главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Регулирование напряжения на подстанциях распределительной электрической сети с контролем режима прилегающего района»

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время самостоятельное (активное) поведение потребителей и распределенной генерации, способствующее эффективности системы в целом, непосредственно связанно с созданием максимально возможного числа районов локального регулирования режима с распределенным управлением. Основой их формирования является локальность балансов реактивной мощности. Причина -невозможность ее передачи на большие расстояния вследствие возникающих чрезмерных потерь напряжений и активной мощности. Такие районы одновременно становятся и локальными рынками услуг по снижению потерь в сети, обеспечению качества электроэнергия (регулирования напряжения, снижения его колебаний, несимметриии и несинусоидальности). В отличие от обычного локального управления, осуществляемого по местным параметрам, «умное» локальное регулирование предполагает контроль режима прилегающего района сети [61] и использование искусственного интеллекта (экспертных систем, работающих по правилам) при принятии решений, что при достаточном количестве управляемых узлов обеспечивает эффективности управление режимом напряжения сети в целом [59].

Однако существующая централизованная система управления препятствует появлению в сети множества активных объектов, тем более, учету желаний конкретных потребителей. Основой в централизованной системе является центр управления, в котором определяются режимы работы всех объектов управления. Поэтому при появлении нового объекта или изменении желания субъектов, необходимо перенастраивать систему, что является очень трудоемким процессом.

Проблемы доступности и задачи развития распределенной генерации изложены в работах [13], [107].

Появление в сети распределенных средств регулирования режима напряжения, принадлежащих разным субъектам, имеющих собственные цели регулирования, определяет необходимость качественно нового решения задачи регулирования напряжения в электрических сетях. Требуется разработка новых

методов для управления режимов работы систем электроснабжения, включающих распределенную генерацию. В настоящее время во всем мире обратили внимание на создание интеллектуальных сетей (Smart Grid), технология которых в передовых странах мира развивается в последнее десятилетие.

При модернизации электроэнергетики на новых принципах ведущая роль отводится электрической сети как структуре, обеспечивающей надежные связи генерации и потребителя. Новейшие технологии, применяемые в сетях, обеспечивающие адаптацию характеристик оборудования к режимной ситуации, активное взаимодействие с генерацией и потребителями, позволяют создать эффективно функционирующую систему, в которую встраиваются современные информационно-диагностические системы, системы автоматизации управления всеми элементами, включенными в процессы производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии [106].

В Росси также существуют предпосылки, необходимость и специфика модернизации электрической сети в направлении SG:

- изношенность основных фондов;

- нерешенность проблемы инвестирования в развитие основных фондов;

- развитие газификации страны и малой генерации в собственности потребителей электроэнергии и организационно-технические сложности их подключения к электрическим сетям;

- напряженность обеспечения баланса реактивной мощности в силу протяженности магистральных линий электропередачи;

излишняя концентрация (централизация) управления режимами электрической сети.

Социальные требования к новой электроэнергетике наиболее емко сформулированы в концепции SG, развиваемой DOE (Department of Energy USA - Министерство энергетики США), а технические в [105]. Smart Grid должна превратиться в некое Интернет-пространство со свободным подключением потребителей и производителей электроэнергии, что обеспечит широкое использование и участие децентрализованной (распределенной генерации, в.т.ч.

возобновляемых источников электроэнергии), активности потребителей в обеспечении надежности и эффективности электроснабжения.

Технические требования к, так называемой, Актино-Адабтивной национальной сети (ААС) достаточно емко пред стал ены в [105]:

- Свободный доступ любых видов генерации и потребителей электрической энергии к услугам электросетевой инфраструктуры;

- Техническое обеспечение «активности» потребителей электроэнергии за счет их оснащения интеллектуальными системами учета получаемых и предоставляемых услуг с возможностью оперативного управления спросом;

Оптимальность единого процесса генерации, потребления и передачи электроэнергии за счет регулирования генерации, нагрузки, а также пропускной способности электрической сети;

- Развитость самодиагностики, предупреждения системных аварий и самовосстановления;

Техническое обеспечение роста объема и спектра взаимного оказания услуг субъектами рынка и инфраструктурой;

- Качество электроэнергии и надежность электроснабжения за счет взаимного оказания услуг субъектами рынка и инфраструктурой;

- Техническое обеспечение оптимальности эксплуатации и обслуживания активов сети;

- Наблюдаемость текущего режима сети и состояния оборудования в реальном времени;

- Достаточность защиты сетей от внешних воздействий.

Здесь следует отметить значимость перехода к активному потребителю, когда потребитель становится и субъектом выработки и принятия решений по развитию и функционированию энергосистемы, и инвестором, и субъектом-объектом управления, обеспечивающим наряду с другими реализацию концепции

Ба

Поэтому изменения затронут в основном систему управления распределительных сетей, которая должна стать адаптивной к изменениям

состава включенного оборудования в сети, оптимизировать и координировать их параллельную работу и не ухудшать надежность энергосистемы в целом.

Исходя из задач, Smart Grid определяется как направление глобальной автоматизации и информатизации электроэнергетических систем с целью преодоления проблемы наращивания генерирующих мощностей путем обеспечения доступности входа распределенной генерации в сеть. Перечисленными проблемами определяется актуальность настоящего исследования. В связи с этим целью работы является разработка технологии распределенного регулирования напряжения в нормальных и послеаварийных режимах систем электроснабжения с распределенной генерацией.

Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:

1. Анализ развития систем и средств регулирования напряжения в электрических сетях, а также области применения и структуры экспертных систем;

2. Формирование принципов мультиагентного управления;

3. Разработка способа "интеллектуального" регулирования напряжения в узле и системы мультиагентного регулирования напряжения в электрической сети;

4. Разработка методики анализа эффективности различных способов регулирование напряжения в электрических сетях;

5. Моделирование режимов сети при различных способах управления напряжением в сети, получение показателей сравнительной эффективности этих способов;

6. Исследование эффективности разработанных методов и алгоритмов управления в различных схемах электрической сети.

Объект исследования. Распределительные электрические сети напряжением 220-110-35/10-6 кВ.

Предметом исследования является эффективность регулирования напряжения различными методами.

Метод исследования. Для решения поставленных задач использовалось физическое и имитационное моделирование.

Научная новизна работы заключаются в следующем:

• Предложен способ мультиагентного (децентрализованного) регулирования напряжения в распределительной электрической сети, обеспечивающий компромиссное регулирование напряжения в интересах всех субъектов, участвующих в процессе, создающий технологическую основу локальных рынков услуг по регулированию режима электрической сети;

• Доказана эффективность способа регулирования напряжения в узлах сети с контролем режима напряжения прилегающего района сети;

• Предложена структура регулятора напряжения с искусственным интеллектом (знаниевого типа), объединяющего в одном устройстве функции противоаварийного и технологического управлений локального и системного характера.

• Предложена методика оценки достижимости индивидуальных целей по напряжению в электрической сети и сопоставления способов регулирования напряжения

Практическая значимость результатов работы состоит:

- В доказательстве эффективности мультиагентного регулирования напряжения;

- В обосновании и реализации принципов осуществления мультиагентного регулирования напряжения;

- В разработке методики анализа эффективности различных способов регулирования напряжения в электрических сетях.

Достоверность полученных результатов:

Подтверждена сопоставительными вычислительными экспериментами, проводившимися на базе специализированных компьютерных программ ПВК Анарес-2000 и ПК Растр, а также сопоставлением теоретических расчетов с результатами экспериментальных исследований на физической модели энергосистемы.

Основные положения, выносимые на защиту:

• Контроль режима прилегающего района сети в сочетании с экспертными блоками в локальных регуляторах напряжения обеспечивают новые возможности децентрализации регулирования режимов электрических сетей;

• Децентрализованное регулирование напряжения, направленное на достижение индивидуальных целей субъектов процесса, осуществляемое по общим правилам, обеспечивает компромиссный режим электрической сети и представляет собой один из возможных вариантов решения задачи многокритериальной оптимизации;

• Экспертные блоки локальных регуляторов напряжения способны обеспечить эффективность регулирования напряжения как в нормальных, так и в послеаварийных режимах, тем самым совмещая функции технологического и противоаварийного управлений. ^

Апробация результатов работы. Отдельные результаты исследования докладывались и обсуждались на научных семинарах кафедры! «Автоматизированные электроэнергетические системы» Новосибирского государственного технического университета (НГТУ), на 4-ой международной

I

научно-технической конференции' «Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем» в г. Екатеринбурге 2013 г., на 4-ой международной научно-практической конференции «Актуальные проблемы энергетики АПК» в г. Саратове 2013г., на Днях Науки НГТУ в 2014 г., на научно-практическом семинаре «Smart Grid» (НГТУ, г. Новосибирск, 2013 г.).

Публикации. Всего опубликованных по теме диссертации 6 работ, 2 из которых - научные статьи, входящие в перечень изданий, рекомендованных ВАК РФ, 1 заявка на патент РФ на изобретение; 3 публикаций в материалах международных и всероссийских конференций.

Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, заключения, списка использованных источников, включающего 109 наименований, и приложений. Объём работы составляет 130 страниц основного текста, включая 42 рисунки и 39 таблицы.

ГЛАВА 1. РАЗВИТИЕ СИСТЕМ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ (обзор)

1.1.1. Развитие систем и методов регулирования напряжения

Регулирование напряжения позволяет не только повысить качество электроэнергии, но и улучшить ход производственных процессов на промышленных предприятиях: снизить брак продукции, повысить ее качество, увеличить производительность труда людей и производительность механизмов, а также, в отдельных случая, сократить потери энергии [И, 17, 50, 51, 58].

В настоящее время задачи регулирования напряжения получили материальную основу в виде регулирующих и компенсирующих устройств.

Вопросу регулирования напряжения всегда уделялось много внимания, поскольку эффективность данного процесса имеет большое практическое значение, оказывая непосредственное влияние на все стороны деятельности современного общества.

К наиболее значимы в решении этой проблемы относятся работы: Глазунова

A.A., Архипова Н.К., Мельникова H.A., Солдаткиной Л.А., Фокина Ю.А., Зорина

B.В. и др. Вопросами разработки мероприятий и технических средств, для обеспечения качества ЭЭ у потребителей занимались Железко Ю.С., Макрушевич Н.С., Жежеленко И.В [14, 55, 60].

Разработке гибких и надёжных систем управления режимами РЭС в темпе процесса с использованием ЭВМ и применением новых методов и средств передачи информации посвятили свои работы Яндульский А.С, Кузнецов В.Г., Шполянский О.Г. и др.[11, 85, 96, 97].

Регулированием напряжения называют процесс изменения уровней напряжения в характерных точках электрической системы с помощью специальных технических средств. Исторически развитие методов и способов регулирования напряжения и реактивной мощности происходило от низших иерархических уровней управления энергосистемами к высшим. В частности, вначале использовалось регулирование напряжения в центрах питания

распределительных сетей на районных подстанциях, где изменением коэффициента трансформации поддерживалось напряжением у потребителей при изменении режима их работы. Регулирование напряжения вначале применялось также непосредственно у потребителей и на энергетических объектах (электростанциях, подстанциях).

Последнее десятилетие характеризуется пересмотром нормативных требований к качеству ЭЭ [1, 11, 16], учитывающих интегральный подход к показателям качества, а также дополнение их новыми показателями качества. Как следствие, вопросы оптимального управления приобрели особую актуальность.

В настоящее время основным методом регулирования напряжения в ЕЭС Росии, является поддержание заданных графиков (уровней) напряжения в контрольных пунктах сети.

Контрольные пункты сети разделяются на:

контрольные пункты в электрической сети 110 кВ и выше, устаналиваемые диспечерскими центрами ОАО «СО ЕЭС»;

- контрольные пункты сетевых организации в узлах электрических сетей 110 кВ и ниже, не относящихся к контрольным пунктам ОАО «СО ЕЭС».

Контрольные пункты ОАО «СО ЕЭС» и графики напряжения в них должны разрабатывается с учетом необходимости обеспечения:

- нормативных коэффициентов запаса статической апериодической устойчивости в контролируемых сечениях;

- нормативных коэффициентов запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки.

Контрольные пункты сетевых компаний и графики напряжения в них должны разрабатываться с учётом необходимости обеспечения:

- нормативных коэффициентов запаса статической устойчивости по напряжению в узлах нагрузки;

- нормативных показателей качества электроэнергии по отклонению напряжения (в том числе выполнения встречного регулирования напряжения);

- влияния напряжения в контрольном пункте на потери активной мощности.

Задачи планирования и оперативного управления в цикле централизованной организационно-технической системы регулирования напряжения представлены

на рисунке 1.1.

Г

Этап планирования режимов

Л Г

1) Прогнозирование графика нагрузки;

2) Расчет серии режимов, соответствующих графику нагрузки;

3) Получение графиков изменения уставок по напряжению в контрольных пунктах сети по условиям минимума потерь и обеспечения надежности энергосистемы.

Этап оперативного управления

1) Изменение уставок согласно графику напряжения для конкретного контрольного пункта;

2) Форсировка источников реактивной мощности в аварийных ситуациях.

Рисунок 1.1 - Централизованная организационно - техническая система регулирования напряжения

Недостатки существующего метода регулирования напряжения. Графики напряжения в контрольных пунктах сети разрабатывается заблаговременно, как правило, на периоды один месяц или один квартал. Соответственно, при их разработке не могут быть корректно учтены все установившиеся режимы,

которые сложатся в период действия графиков с учётом возможных отклонений уровней потребления/генерация и схемы сети энергосистемы от планируемых. Тем более при разработке графиков не могут быть точно учтены погодные условия, что необходимо для корректного моделирования потерь электроэнергии на корону в воздушных линиях при оптимизации режимов по напряжению и реактивной мощности [11].

Первичное регулирование напряжения на шинах электростанций и подстанций с регулируемыми средствами компенсации реактивной мощности в настоящее время осуществляется автоматически, в соответствии с заданными графиками напряжения. Однако, сами графики автоматически не актуализируются в темпе процесса с учётом фактических режимов работы энергосистем и топологии их сетей. Исходя из зарубежного опыта, для выполнения всех предъявляемых требований к уровням напряжения в установившихся режимах их оптимизация должна осуществляться с периодичностью не реже одного раза в двадцать минут. Таким образом, централизованное регулирование напряжения в российских энергосистемах осуществляется практически в «ручном» режиме [11].

Более современным методом является автоматическое управление напряжением в режиме реального времени. К наиболее удачным решениям можно отнести системы иерархического регулирования, созданные в Италии [78] и Франции [85]. В обоих вариантах используется вторичное регулирование напряжения, при котором энергосистема разбивается на соответствующие зоны, и в каждой из них заданные параметры напряжения поддерживаются на одном, пилотном узле. Делается это посредством изменения выдачи реактивной мощности с нескольких выбранных генераторов, близких к пилотному узлу. В «итальянской» модели добавлено общенациональное (третичное) регулирование, которое подразумевает периодическое изменение напряжения в пилотных узлах для уменьшения потоков реактивной мощности и потерь электроэнергии в национальной энергосистеме.

Во Франции применяют усовершенствованный алгоритм распределения реактивной загрузки генераторов, участвующих во вторичном регулировании, который позволяет учитывать взаимное влияние генераторов, а также общее изменение режимной ситуации в зоне регулирования. Благодаря данной модификации «получено» координированное вторичное регулирование напряжения.

В отечественной литературе [17] было предложено автоматизировать процесс регулирования напряжения в масштабах энергосистемы за счет координированного управления уставками напряжения генераторов, средств компенсации реактивной мощности (СКРМ), а также коэффициентов трансформации трансформаторов с РПН. Были разработаны соответствующие алгоритмы и программные средства. На практике реализация такой системы столкнулась с рядом трудностей, главными из которых, по нашему мнению, являются следующие:

- слабая наблюдаемость большинства отечественных энергосистем;

- нехватка СКРМ с непрерывным регулированием, например, УШР и СТК;

- отсутствие надежных алгоритмов автоматического управления режимами в сложных, в том числе аварийных, ситуациях.

В современных условиях отечественной энергетической отрасли продолжают появляться проекты по автоматическому регулированию в энергосистеме. Они сводятся к принципиальной схеме, представленной на рисунке 1.1, на котором первые два этапа выполняются с помощью программно-вычислительных комплексов, и результаты в виде уставок доводятся до групповых и локальных регуляторов напряжения в сети. Данные проекты также сталкиваются с проблемами наблюдаемости, и, поэтому, реализуются только в небольших, по сравнению с ЕЭС энергетических системах (типа кластера Эльгауголь [33]).

В последнее время началось развитие систем искусственного интеллекта для систем управления в энергосистемах. Технологии искусственного интеллекта включают в себя следующие направления:

а) нейросетевые технологии;

б) экспертные системы;

в) генетические алгоритмы.

Нейронные сети и генетические алгоритмы рассматривались такими учеными как А. Е1-Ке1Ь, X. Ма, М. ЬаБса1а, М. Тгоуа1о [80, 96, 97] в качестве технологии определения запаса устойчивости по напряжению. Суть технологии заключалась в обучении нейронной сети, на вход которой подавались напряжения в узлах сети и перетоки мощности по линиям электропередач, и выходом - запас устойчивости по напряжению {рисунок 1.2), с большим количеством информации о соответствии некоторому запасу устойчивости определенного набора входных величин. После такой тренировки нейронная сеть становится в состоянии распознавать коэффициент запаса устойчивости по напряжению при различных режимах.

Рисунок 1.2 - Структура нейронной сети и системы определения запаса устойчивости.

Недостатком применения нейронных сетей является отсутствие адаптации к изменению топологии сети, т.е. при появлении или отключении какого- либо элемента нейронную сеть необходимо обучать заново.

Экспертные системы лишены этого недостатка, поэтому они эффективно используются в качестве советчиков диспетчера и систем оценки состояния энергосистемы (подробнее про экспертные системы изложено в параграфе 3).

1.1.2. Системы регулирования напряжения в распределительной сети

Распределительная электрическая сеть - электрическая сеть, присоединенная к центру питания, обеспечивающая распределение электрической энергии между потребителями электрической энергии или передачу электрической энергии организациям, заключившим договора энергоснабжения с потребителями.

Регулирование напряжения выполняется в распределительных сетях электроэнергетических систем с целью обеспечения экономичной и надежной работы энергетического оборудования и поддержания напряжений в узлах сети в технически допустимых границах. В соответствии с ГОСТ Р 54149-2010 значения отклонений напряжения на зажимах электроприемников должны находиться в пределах ± 5% с вероятностью 95% и не выходить за пределы ± 10 % номинального напряжения [1].

В настоящее время для распределительных электрических сетей характерен переход от пассивной сети, связывающей центры питания с узлами нагрузки (рисунок 1.3.а) к сети с "активными" потребителями электроэнергии и распределенной генерацией, принимающими участие в регулировании режима сети для достижения собственных целей [59-61]. Предпосылками этого перехода являются экономические, экологические и технологические факторы, побуждающие потребителей рационализировать электропотребление, участвовать в производстве электроэнергии и регулировании напряжения.

На рисунке 1.3 представлены сети: (д) - пассивная, (Ь,с) - с распределенной генерацией, в которых различны субъекты ее развития. В случае Ь — это потребители электроэнергии, в случае с - сетевая компания (Прим. Сетевые компании могут неограниченно развивать средства компенсации реактивной мощности, а также генерации в пределах покрытия потерь в электрической сети).

Вариант (Ь) отражает желание потребителя максимально использовать потенциал генерации в собственных целях, а (с) - желание сетевой компании добиться максимального эффекта по сети в целом. На рисунках (Ь,с) для каждого узла генерации (или управляемой компенсации реактивной мощности) показаны районы прилегающей сети, режим напряжений которого может контролироваться по результатам косвенных измерений на основе локальных параметров.

Рисунок 1.3 - Принципиальные схемы пассивной и активных сетей

Для пассивной сети (я) основой регулирования напряжения был метод встречного регулирования, заключающийся в повышении напряжения в центрах питания при росте нагрузки и его понижении при уменьшении нагрузки, а также использование средств локального регулирования напряжения. Процесс регулирования целиком определялся сетевой компанией в соответствии с требованиями к безопасности и качеству напряжения в электрической сети.

Распределительные сети отличаются от питающих (магистральных) менее развитой телемеханикой (низкая наблюдаемость сети), меньшим количеством источников реактивной мощности, поэтому контроль состояния режима напряжений происходит не в режиме реального времени. Наблюдение и анализ

с)

изменений происходит путем сбора режимных параметров за определенный период времени (месяц, квартал, год), поэтому управление основано на предварительных расчетах режимов сети и обосновании оптимальных законов регулирования для центров питания.

В качестве примера, обратимся к району сети ПС 110 кВ Западно-Камышинская (рисунок 1.4). Система регулирования напряжения на ПС 110 кВ Западно-Камынская должна быть построена из условий обеспечения:

- минимального отклонения напряжения у самого отдаленного потребителя в режиме максимальных нагрузок {рисунок 1.4, а);

- минимального отклонения напряжения у самого близкого потребителя в режиме минимальных нагрузок (рисунок 1.4, б);

- минимума потерь активной мощности в обоих режимах.

Рисунок 1.4- Диаграмма распределения напряжения

а) диаграмма самого удаленного от ЦП узла

б) диаграмма самого близкого от ЦП узла.

Развитие отечественной системы регулирования напряжения распределительных сетей происходило в условиях низкой наблюдаемости. Классическая постановка задачи расчета установившегося режима была мало приемлема для моделирования текущих и ретроспективных режимов РС из-за отсутствия точной информации о нагрузках узлов.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Исмоилов, Саиджон Туронович, 2014 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Ананичева С. С. Качество электроэнергии. Регулирование напряжения и частоты в энергосистемах: учебное пособие /3-е изд., испр. Екатеринбург: УрФУ. 2012. 93 с.

2. Баркан Я. Д. Автоматизация регулирования напряжения в распределительных сетях. / Под ред. Мельникова H.A. М.: Энергия, 1971.-231с.

3. Бартоломей П. И., Паниковская Т. Ю., Чечушков Д. А. Анализ влияния распределенной генерации на свойства ЭЭС. Объединенный симпозиум 30 августа- 2 сентября 2010 года. Иркутск, Россия.

4. Батюк И., Важная задача энергосбережения снижение потерь электроэнергии в электрических сетях [Текст] / Вестник электроэнергетики. -2000. № 1.-с. 21-25.

5. Бахтазаде Н. Н., Ядыкин И. Б., Максимов Е. М. Мультиагентный подход к разработке систем управления интеллектуальной электроэнергетической системой с активно-адаптивной сетью. Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова РАН, Москва 2012 г.

6. Бохмат И.С., Воротницкий В.Э., Татаринов В.П. Снижение коммерческих потерь в электроэнергетических системах. [Текст] / Электрические станции. - 1998. - № 9. С. 53-56.

7. Веников В. А., Строев В. А. /Электрические системы. Электрические сети./ Издательство: М.: Высшая школа. 1998 г.

8. Веников В. А. и др. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах. Лисеев М.: Энергоатомиздат,1985. -214с.

9. Веников В.А., Журавлев В. Г., Филиппова Т, А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. - М.: Энергоиздат,1981.

10. Волошин А. А. Адаптивная система автоматического управления средствами компенсации реактивной мощности подстанций. Электрические станции. 2009 г. №4.

11. Воронин В., Гаджиев М, Шамонов Р. Направления развития системы регулирования напряжения и реактивной мощности в ЕНЭС./ Электроэнергия. Передача и распределение» №2. 2012 с.40-47:

12. Воротницкий В. Э. «Повышение эффективности управления распределительными сетями», www.abok.ru

13. Воропай Н. И. Распределенная генерация в электроэнергетических системах // Международная научно-практическая конференция « Малая энергетика-2005», 2005.

14. Гамм А. 3., Статические методы оценивания состояния электроэнергетических систем. Москва, Издательство «Наука» - 1976г., 221с.

15. Герасимов С. Е., Меркурьев А. Г. Регулирование напряжения в распределительных сетях. СПб: Северо-Западный филиал АО "ГВЦ Энергетики", 1998.-76 с.

16. Говоров Ф. П., Довбапок О. И. Ретроспективный анализ режимов напряжения в системах электроснабжения городов и промышленных предприятий / II Труды IV междунар. конфер. "Эффективность и качество электроснабжения промышленных предприятий". - Мариуполь: ПГТУ. - 2000. - С. 141 -144.

17. Гончуков В. В., Горнштейн В. М., Крумм Л. А. и др. Автоматизация управления энергообъединениями. —М.: Энергия, 1979.

18. ГОСТ Р 54149-2010 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

19. Григорян С. «Новый метод расчет установившегося режима электроэнергетической системы» Вестник МАН ЭБ. т.9, №3 2004г., Ереван-С. Петербург.

20. Дементьев Ю., Туманин А. Концепция интеллектуальной электроэнергетической системы России с активно-адаптивной сетью (ИЭС ААС) http://www.energo-info.ru /2011г.

21. Дмитриев С. А., Ерошепко С. А., Карпенко А. А. Методика определения целесообразности строительства объекта малой генерации.

Электроэнергетика глазами молодёжи: научные труды 3 международной научно-технической конференции: сборник статей. В 2 т. Екатеринбург: УРФУ, 2012. Т. 1. с 203-208.

22. Довгалюк О. Н., Черемшин Н. М. «Повышение эффективности регулирования напряжения в распределительных электрических сетях с учётом качества электрической энергии» Вестник Приазовский технический университет 2005г.

23. Долежилек Д. Дж., Швайцер С. Л. Практическое применение интеллектуальных сетей. Энергоэксперт №4, 2009г.

24. Егоров В., Кужеков С. Интеллектуальные технологии в распределительном электросетевом комплексе Журнал "ЭнергоРынок" №6. 2010 г.

25. Егиазарян Л. В., Сафарян В. С., Казарян Г. В. «Оптимизация режимов электроэнергетической системы управлением потоками реактивной мощности» Журнал «Энергетика» №2 Республика Армении.

26. Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. -М.: Энергоатомиздат, 1989. - 592 с

27. Идельчик В. И. Расчеты и оптимизация режимов электрических сетей и систем—М.: ЭнергоатомиздатД988.—288с.

28. Исмоилов С. Т., Труфакин С. С. Регулирование напряжения в распределительных сетях Таджикистана с малыми ГЭС /Актуальные проблемы энергетики АПК: материалы 4 междунар. науч. практ. конф. - Саратов, 2012. - С. 113-117.

29. Исмоилов С. Т., Труфакин С. С., Фишов А. Г. Мультиагентное регулирование напряжения в электрических сетях с распределенной генерацией и активными потребителями / 4-ая Международная научно-технческая конференция "Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем".: аннотации докладов, Екатеринбург, 3-7 июня 2013 г. -Екатеринбург,2013 - С. 99-100.

30. Интеллектуальные сети (Smart Grid) и энергоэффективность // Материалы конференции компании General Electric. - М., 2010.

31. Карпов Ф. Ф. Компенсация реактивной мощности в распределительных сетях. —М.: Энергия, 1975. — 182 с.

32. Кобылий В. П., Ли Фир Су Р. П., Кобылин А. В. Методы регулирования напряжения протяженных линий электропередачи в условиях холодного климата. Институт физико-технических проблем Севера СО РАН, г. Якутск.

33. Кослин М. Ю., Система автоматического регулирования напряжения в кластере Эльгауголь [Текст] / 2010г.

34. Кузнецов В.Г. Повышение качества электрической энергии. - К.: 1978, с. 24-31.

35. Кушнир Г. 3., Слодарж В. М. Решение задач оптимального регулирования напряжения в электрических сетях // Электричество.- 1982.

36. Лозинова Н. Г., Мазуров М. И., Николаев А. В. Повышение качества напряжения на шинах распределительной сети с помощью СТАТКОМ. ОАО НИИПТ.

37. Люгмайер А. Новаторские концепции регулирования напряжения для действующих распределительных систем. Загреб - 2007/26с.

38. Лыкин А. В. Распределительные электрические сети. Электронное учебное пособие. Новосибирск-2011г.

39. Лыкин А. В. Электрические системы и сети. Издательство: Логос. 2008г.

40. Маркушевич Н. Г. Регулирование напряжения и экономия электроэнергии. М.: Энергоатомиздат, 1984.

41. Мельников Н. А. Электрические сети и системы. Учебное пособие для вузов. М.: Энергия, 1975.-46с.

42. Михалков А. В. Что нужно знать о регулировании напряжения. Издательство: Энергия. 1971.С: 56.

43. Моржин Ю. И., Шакарян Ю. Г., Кучеров Ю. П., Воропай Н. И Васильев С. Н., Ядыкин И. Б. SMART GRID CONCEPT FOR UNIFIED NATIONAL ELECTRICAL NETWORK OF RUSSIA / CD. Preprints of proceedings of IEEE PES Innovative Smart Grid Technologies Europe 2011, Manchester Dec. 5-7 2011. Manchester, GB: IEEE, The University of Manchester, 2011. Panel session 5D. C. 1-5

44. Норматов И. Ш., Петров Г. Н. Экономические вопросы развития гидроэнергетики Таджикистана. - Душанбе, 2007.

45. Панковская Т. Ю., Чечушков Д. А. Оценка влияния месторасположения источников распределенной генерации на потери мощности и уровни напряжений в распределительной сети. Электроэнергетика глазами молодёжи: научные труды 3 международной научно-технической конференции: сборник статей. В 2 т. Екатеринбург: УРФУ, 2012. Т. 1. с 335-340.

46. Правила регулирования напряжения и перетоков реактивной мощности. Напечатано с сайта ОАО «СО ЕЭС» www.so-ups.ru 2007 г.

47. Пешков М. В. Технические средства регулирования напряжения и потоков активной и реактивной мощности в линиях электропередач. Вторая научно-техническая конференция молодых специалистов электроэнергетики. Сборник докладов, г. Москва 2003 г.

48. Распределительные энергетические системы: концепция, технологии, воплощение. 18 стр. www.bpcenergy.ru.

49. Распопов Е. В. Электрические системы и сети. Качество электроэнергии и его обеспечение: Конспект лекций. JL: СЗПИ, 1990 -48 с.

50. РД 153-34.0-15.501-00 «Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Часть 1 Контроль качества электрической энергии», 2000г.

51. РД 153-34.0-15.501-00 Проблемы регулирования напряжения в распределительных электрических сетях по условиям обеспечения качества электрической энергии и снижения потерь электроэнергии.

52. Совалов С. А. Режимы Единой энергосистемы. М.: Энергоатомиздат, 1983г.

53. Скворцов Д. Шнейдер электрик: Интеллектуальные распределительные сети. Журнал «Новости электротехники» № 2. 2010 г.

54. Солдаткина Л. А. Электрические сети и системы / М.: Энергия, 1972. -272 с.

55. Степанов А. С. Местные электрические сети 6-10 кВ: методы и алгоритмы расчета, анализа и управления./ Благовещенск: АмГУ, 2001.-136 с.

56. Фам Чунг Шон. Распределенная генерация и методы оценки надежности. I Международная научно-практическая конференция «Технические науки - основа современной инновационной системы», 25 апр. 2012 г, Йошкар-Ола.

57. Фам Чунг Шон, Н. И. Воропай. Вероятностная оценка надежности системы электроснабжения при интеграции распределенной генерации. I Международная научно-практическая конференция «Технические науки - основа современной инновационной системы», 25 апр. 2012 г, Йошкар-Ола.

58. Федоровский А.А. «Регулирование напряжения в распределительных сетях» VI научная конференция ТГТУ (Тамбовский государственный технический университет) 2011 г.

59. Фишов А. Г. Интеллектуальная электрическая сеть - революция в отношениях субъектов и управлении режимами электроэнергетических систем /Сборник докладов 3-ей международной научно-технической конференции. -Екатеринбург 22-26 октября 2012. Том 1. С. 91-97.

60. Фишов А. Г., Калюжный Р. С. Сценарии развития региональной энергосистемы в современных условиях // Научный вестник НГТУ. - 2012. - № 3 (48).-С. 161-172.

61. Фишов А. Г., Денисов В. В., Кобец Б. Б. Способ регулирования напряжения узла электрической сети- № 3937357; заявл.01.08.85; опубл. 08.10.88, Бюл. №5.-4 с.

62. Фотин В. П., Аракелян В. Г. Технологическая стратегия электроэнергетической системы России // Электричество. — 2001.— №9.— С. 1219.

63. Хаджсаид Н., Кайре Р., Райсон Б«Режимы децентрализованного функционирования в энергетических распределительных системах с распределёнными энергоресурсами», (коллективный документ), Общее собрание сообщества по вопросам энергетики Института инженеров электротехники и электроники 2009, 26-30 июля 2009 г., Альберта (Канада).

64. Хаджсаид Н., Сабоннадьер Ж. К., Ателье Ж. П., «Энергосистемы будущего: интеллектуальные сети», журнал «REE», №1, январь 2010 г., с. 96-110.

65. Хаджсаид Н. «Распределение электроэнергии в условиях децентрализованного производства», издательство «Hermes», ISBN 978-2-74622218-2,2010 г.

66. Хаджсаид Н. «Энергетические распределительные сети: от децентрализованного производства к интеллектуальным энергосистемам», издательство «Hermes», ISBN 978-2-7462-2992-1,2010 г.

67. Шакарян Ю. Г., Новиков Н. Л. Технологическая платформа SMART GRID (основные средства). Энергоэксперт №4, 2009г.

68. Шевляков В. И. "Перспективы развития распределительных электрических сетей" Газета "Энергия России" -2008.

69. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года / Приложение к общ.- дел. журналу "Энергетическая политика". М.: ГУ ИЭС, 2003, 136 с.

70. Школьников А. В. Эволюция электроэнергетических рынков. // Энергорынок. - 2005- №4 С. 56-59

71. Ющак Ю. В. Важный инструмент SMART GRID. Журнал Энергополис №12(52), декабрь 2011г.

72. Abri R, S. A., El-Saadany Е. F., and Atwa Y. M, "Distributed Generation placement and sizing method to improve the voltage stability margin in a

distribution system," in Proc. Electric Power and Energy Conversion Systems (EPECS). 2011.

73. Arthur S. Mc., Davidson E., and Catterson V., "Building multi-agent systems for power engineering applications," Power Engineering Society General Meeting, 2006. IEEE, pp. 7 pp.-, June 2006.

74. Baxevanos and D. Labridis, "Implementing Multiagent SystemsTechnology for Power Distribution Network Control and Protection Management," IEEE Trans, on Power Delivery, vol. 22, no. 1, pp. 433- 443, 2007.

75. Cañizares C. A. Voltage Stability Assessment: Concepts, Practices and Tools, IEEE/FES Power System Stability Subcommittee Aug. 2002. T.H.

76. Chen and Yang W.C. Analysis of multi-grounded four-wire distribution systems considering the neutral grounding. Power Delivery, IEEE Transactions on, 16(4):710-717, 2001.

77. . Chowdhury S, Chowdhury S.P. and Crossley P. Microgrids and Active Distribution Networks. / 2009 The Institution of Engineering and Technology-297p.

78. Corsi S. The Secondary Voltage Regulation in Italy. Panel Sessionon «Secondary Voltage Control» IEEE/PES 2000 Summer Meeting, July 16—20, Seattle, Washington.

79. Dizdarevic N. Contingency Selection and Analysis Algorithms in Electrical Power Networks, M.Sc. Thesis, University of Zagreb, Faculty of Electrical Engineering and Computing, Dept. Power Systems, Zagreb, Croatia, February 1994.

80. El-Keib A. A. and Ma X., "Application of Arificial Neural Networks in Voltage Stability Assessment," IEEE Trans. Power Syst., vol. 10, no. 4, pp. 1890-1896, Nov. 1995.

81. Farag H. E. and ElSaadany E. F., Voltage regulation in distribution feeders with high DG penetration: From traditional to smart, IEEEPower and Energy Society General Meeting (2011), 1-8.

82. Feigin L. Z., Levinson S.V., Klavsuts D.A. «Method and Apparatus for Regulating Voltage», U.S. Patent № 7 816 894 B2, filing date 06.20.2007 date of publication - October 19.2010.

83. Hiscock N.y Hazel G. and Hiscock J. Voltage Regulation at Sites With Distributed Generation. Ieee transactions on industry applications, vol. 44, no. 2, march/april 2008.

84. Jennings N. and Bussmann S. "Agent-based control systems: Why are they suited to engineering complex systems?" Control Systems Magazine, IEEE, vol. 23, no. 3, pp. 61-73, June 2003.

85. Lefebvre H., Fragnier D., Boussion J. Y., Mallet P., Bulot M. Secondary coordinated voltage control system: feedback of EDF. Panel Session on «Secondary Voltage Control» IEEE/ PES 2000 Summer Meeting, July 16—20, Seattle, Washington.

86. Nagata T., Tao Y., Kimura K., Sasaki H., and Fujita H., "A multi-agent approach to distribution system restoration," vol. 2, July 2004, pp. II- 333-11-336 vol.2.

87. Nguyen P. H., and Kling W.L., "Distributed State Estimation for MultiAgent System based Active Networks", IEEE PES General Meeting, Minnesota, US, July 2010.

88. Padilha A., Denis /., Ciric R. M. Voltage regulation in distribution networks with dispersed generators. 17 -th International Conference on Electricity Distribution Barcelona, 12-15 May 2003.

89. Pedro M.S. Carvalho, Pedro F. Correia, and Luis A.F. Ferreira. Distributed reactive power generation control for voltage rise mitigation in distribution networks. IEEE Transactions on Power Systems, 23:766-772, 2008.

90. Pipattanasomporn M, Feroze H, Rahman S. Multi-agent systems in a distributed smart grid: design and implementation. In: Proc. IEEE/PES Power Systems Conference and Exposition, 2009:1-8.

91. Ren F., Zhang M., Soetanto D., and Su X. "Conceptual Design of A Multi-Agent System for Interconnected Power Systems Restoration," IEEE Trans, on Power Systems, vol. 27, no. 2, pp. 732-740, 2012.

92. Repo S, Maki K, Jdrventausta P. Electricity distribution and distributed generation. Tampere: Tampere University of Technology, 2008, 59 p.

93. Saha Т., Nadarajah M., Tareq Aziz J.H.,and Dahal S. INTELLIGENT GRID RESEARCH CLUSTER-PROJECT 1. Control Methodologies of Distributed Generation for Enhanced Network Stability and Control.

94. Saleem A., Heussen K, and Lind M. "Agent Services for Situation Aware Control of Power Systems with Distributed Generation," in IEEE Power and Energy Society General Meeting, pp. 1-8, 2009.

95. Sansawatt Т., Ochoa L. F. and Harrison G. P., 'Integrating Distributed Generation UsingDecentralised Voltage Regulation',IEEE Pow er and Engineering Society General Meeting 2010, 25-29 July 2010, Minneapolis, USA.

96. Scala M. L, Trovato M., Torelli F. Genetic Algorithm-Based Artificial Neural Network for Voltage Stability Assessment [Текст] / 2003г.

97. Scala M. L., Trovato M., and Torelli F., "A Neural Network-Based Method for Voltage Security Monitoring," IEEE Trans. Power Syst., vol. 11, no. 3, pp. 1332-1341, Aug. 1996.

98. Solanki J. and Schulz N., "Multi-agent system for islanded operation of distribution systems," 29 2006-Nov. 1 2006, pp. 1735-1740.

99. Tran-Quoc T.,. Monnot E, Rami G., Almeida A., Kieny ChHadjsaid N. Intelligent voltage control in distribution network with Distributed generation. 19th International Conference on Electricity Distribution Vienna, 21 -24 May 2007.

100. База данных - коллектив авторов. Конспект лекции http://profilib.com.

101. Назначение экспертных систем, http://fhoster.ru

102. Дейт К.Дж. Введение в системы баз данных, 6—е издание. - К.; М.; СПб.: ИД «Вильяме», 2000. - 848 с.

103. Калабухов Е.В. Курс лекций по дисциплине «Базы данных, знаний и экспертные системы» Минск-2077г., 290с.

104. Гаврилова Г.А., Хорошевский В. Ф. Базы знаний интеллектуальных систем. - СПб., «Питер», 2000. - 384 с.

105. «Разработка Концепции интеллектуальной электроэнергетической системы с активно-адаптивной сетью». Концепция развития интеллектуальной электроэнергетической систем Росси с активно-адаптивной сетью. Отчет по

договору № И-11-11/10. ЭтапЗ. Заключительный. ОАО НТЦ Электроэнергетики 2011.

106. Основное положения концепции интеллектуальной энергосистем с активно-адаптивной сетью. 2012.

107. Нюшлосс Д., Ряпин И. Развитие распределенной генерации. М.: Московская школа управления Сколково, 2012.

108. Исмоилов С. Т. Распределенное регулирование режима напряжения электрической сети // Вестник Таджикского технического университета им. акад. М.С.Осими №1 (25) - 2014, 59-63 стр.

109. Исмоилов С. Г., Фимов А. Г. Моделирование и анализ эффективности регулирования напряжения в электрической сети с распределенной генерацией // Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока № 1-2 2014, 302-305 стр.

ААЭС Активно-адаптивные электрические сети

АД Асинхронный двигатель

АСКУЭ Автоматизированная система коммерческого учёта электроэнергии

BJI Воздушная линия

ВН Высокое напряжение

ГТЭС Газотурбинная электростанция

ЕЭС Единая энергетическая система

ИП Источник питания

ИУ Интеллектуальное управление

ИЭС Интеллектуальная электроэнергетическая система

KJI Кабельная линия

КУ Компенсирующие устройства

JIP Локальный регулятор

ЛЭП Линия электропередачи

MAC Мультиагентная система

МГ Малая генерация

МГЭС Малая гидроэлектростанция

МЭС Микромодель электрической сети

НН Низкое напряжение

ПБВ Устройство переключения без возбуждения

ПВК Программно-вычислительный комплекс

ПН Преобразователь напряжения

ПС Подстанция

Р Г Распределенная генерация

РЗ Релейная защита

Р Реактор

РПН Устройство регулирования напряжения трансформатора под нагрузкой

РУ Распределительные устройства

РЭС Районная электрическая сеть

сг Синхронный генератор

сэс Система электроснабжения

со Сиситемный оператор

стк Статический тиристорный компенсатор

ск Синхронный компенсатор

СКРМ Средства компенсации реактивной мощности

ШБМ Шины бесконечной мощности

ШР Шунтирующий реактор

ЦП Центр питания

ЦС Централизованная система

эдс Электродвижущая сила

эс Электрическая сеть

ээс Электроэнергетическая система

SG Smart Grid