автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Повышение надежности и эффективности функционирования центральной энергосистемы Монголии

РГБ ОД

А </, На нравах рукописи

ЖАМСРАНДОРЖИИН Ханд-Иш

ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

МОНГОЛИИ

Специальность 05.14.02 - Электрические станции (электрическая часть), сети и системы и управление ими

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Екатеринбург 1998

Работа выполнена на кафедре «Автоматизированные электрические системы» Уральского государственного технического университета - УПИ, г. Екатеринбург.

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Л.Л. Богатырев, г. Екатеринбург

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Ю.П. Галишников, г. Челябинск; кандидат технических наук, начальник СРЗА ОДУ Урала Г.П. Стихин, г. Екатеринбург

Ведущая организация - АО «Уралэнергосетьпроект», г. Екатеринбург.

Защита диссертации состоится 17 июня 1998 г. в 14 ч 15 мин на заседании специализированного совета К 063.14.04 в Уральском государственном техническом университете - УПИ (главный учебный корпус, ауд Э-406).

Ваш отзыв в одном экземпляре, заверенный гербовой печатью, просии, направлять по адресу: 620002, г. Екатеринбург, К-2, Уральский государст венный технический университет - УПИ, ученому секретарю совета, теле фон 44-84-16.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке университета.

Автореферат разослан « » _1998 г.

Ученый секретарь специализированного совета К 063.14.04, кандидат технических наук, доцент

В.П. Обоскалов

1. Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

В целях предотвращения возникновения и развития аварий в ЭЭС, их локализации и ликвидации путем выявления опасных аварийных возмущений или недопустимых отклонений параметров электрического режима и осуществления противоаварийного управления применяется глубоко эшелонированная система противоаварийного управления.

Как известно, управление режимами работы энергосистем должно обеспечивать выполнение трех основных требований:

- надежность электроснабжения потребителей;

- экономичность работы энергосистемы;

- нормативное качество электрической энергии.

По мере развития энергетики задачи управления ее режимами становятся все более ответственными и сложными.

Особенно это наблюдается в энергосистеме Монголии. Несмотря на вводы мощностей на ГЭС Эгийн гол, в ближайшие годы в Монголии ожидается сохранение устойчивого дефицита мощности, что затрудняет организацию противоаварийного управления.

Наблюдающееся в настоящее время в энергетике Монголии уменьшение рабочей мощности электростанций Центральной Энергосистемы Монголии из-за неудовлетворительного состояния оборудования, низкого уровня его эксплуатации и дефицита топлива требует усовершенствование оперативно-диспетчерского и автоматического управления ее режимами. Поэтому развитие энергетики Монголии выдвигает на первый план задачу повышения эффективности управления путем применения научно обоснованных методов и современных технических средств управления.

В настоящее время все трудности управления при функционировании ЭЭС обусловлены сложностью и спецификой объекта управления большой сложной системы, характеризующейся стохастичностью поведения, отсутствием строгого математического описания протекающих в ней процессов, непостоянством параметров и структуры, быстротечностью процессов и многокритериальностью управления, неполнотой информации и нечетким заданием как параметров системы и наложенных ограничений, так и критериев управления и условий ее функционирования.

Широкое развитие и внедрение в электроэнергетике мини- и микро- ЭВМ выдвигают новые требования к разработке математического обеспечения систем противоаварийного управления (ПАУ), используемого в настоящее время.

К актуальным научным разработкам, имеющим важное практическое значение, относятся создание и совершенствование моделей, методов и алгоритмов оперативного контроля и обеспечения надежности режимов ЭЭС, позволяющих автоматизировать процессы принятия решений в условиях жесткого ограничения по времени, дефицита и неопределенности исходной информации и синтезировать адаптивные системы автоматического противоаварийного управления (ПАУ).

Усложнение структуры электрических сетей, увеличение напряженности режимов и тяжести аварийных возмущений, ухудшение параметров агрегатов станций с точки зрения устойчивости ЭЭС и довольно слабая их управляемость в аварийных условиях, недостаточная полнота и точность проработки проектных решений по управлению в условиях острого дефицита информации и жесткого ограничения во времени влекут за собой возрастание вероятности возникновения тяжелых аварийных ситуаций, способствуют процессу развития системных аварий и существенному усложнению процесса управления аварийными режимами. Исходя из этого данная диссертационная работа направлена на решение задач, связанных с повышением надежности и эффективности функционирования ЦЭС Монголии, совершенствования систем ПАУ ЭЭС, разработку принципиально новых, эффективных методов и алгоритмов оценки состояний ЭЭС и выбора оптимальных управляющих воздействий (УВ), адекватных природе рассматриваемого объекта управления. Выполненная работа направлена, с одной стороны, на повышение быстродействия и точности решения задач управления аварийными режимами ЭЭС, а с другой - на учет специфических свойств, присущих объекту управления. Цель работы

Целью работы является создание системы ПАУ (противоаварийного управления) и режимами работы ЦЭС Монголии в условиях острого дефицита информации о состоянии ЭЭС, получение опасных сечений схемы ЦЭС Монголии и моделей перетоков активной мощности по опасным сечениям для системы противоаварийного управления в ЦЭС Монголии. Для этого осуществлено имитационное моделирование состояний ЦЭС Монголии при схемно-режимном многообразии ее функционирования, направленное на создание математических моделей оценки состояний сложной ЭЭС и возможность использования этих моделей для ПАУ при различных аварийных ситуациях.

Методы исследования

При решении поставленных задач в работе использованы методы имитационного моделирования сложных систем, математической статистики, регрессивного анализа и теория планирования экспериментов, методы принятия решений в условиях неопределенности и теории нечетких множеств.

Проверка эффективности предложенных моделей, методов и алгоритмов осуществлялась с использованием программы (ЗДБТК разработанной на кафедре АЭС УГТУ - УПИ.

Научная новизна

1. Разработка регрессивных моделей для определения состояний ЦЭС Монголии, основанных на методах теории планирования экспериментов. Показана принципиальная возможность использования насыщенных планов экспериментов (Плакетга-Бермана) для получения моделей потоков активной мощности по сечениям схемы ЭЭС и композиционных планов

торого порядка для получения модели потерь активной мощности в эле-юнтах схемы ЭЭС.

I. Предложены методы оценки функционирования ЭЭС в нормальных и варийных режимах и интегральный показатель тяжести электрического ежима ЦЭС Монголии.

3. Разработан способ определения опасных сечений схемы ЦЭС Монго-ии, основанный на предложенном интегральном показателе индекса тя-:ести режимов ЭЭС.

}. Разработаны оптимальные принципы построения системы ПАУ ЦЭС 1онголии и алгоритмы выбора управляющих воздействий, работающие в словиях острого дефицита информации о состоянии ЭЭС и резкого огра-ичения во времени.

5. Разработаны модели для оценки потерь активной мощности ЦЭС Мон-элии, которые могут использоваться при оперативном управлении режи-1ами ЭЭС, оценке потерь электроэнергии и тяжести режима энергосисте-ы.

. Предложены нечеткие модели перетоков мощности в опасных сечениях хемы ЦЭС Монголии при неопределенности исходной информации. . Выполнено сравнение применения различных методов планирования кспериментов для получения регрессионных моделей потоков активной ощности в опасных сечениях схемы ЦЭС Монголии.

рактическая ценность

редлагаемые регрессионные модели оценки состояний ЦЭС Монголии и веденные индексы тяжести режимов ЭЭС могут с успехом использоваться ри управлении режимами ЦЭС Монголии и создании систем противоава-ийной автоматики, в частности, автоматики разгрузки при отключении ли-лй электропередачи (АРОЛ), отключении генерирующих источников в де-1ИЦИтной части ЭЭС (АРОГ), при статической и динамической перегрузках зязей (АРСП, АРДП), отключении нагрузки (АРОН), составляющей основою часть автоматики предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ). 1редлагаемые индексы тяжести режимов ЦЭС Монголии являются инте->альными показателями режимов ЭЭС и используются для оценки работы /юпетчерской службы ЦЦУ ЦЭС Монголии.

Три управлении режимами ЭЭС реализация минимальных управляющих эздействий системой противоаварийной автоматики по разработанным в эботе алгоритмам способствует повышению устойчивости и экономично-ги функционирования ЦЭС Монголии.

пробация работы и публикации

)сновные результаты исследования в целом и по частям докладывались обсуждались: на Республиканских научных конференциях "По устойчиво-ги работы ЦЭС Монголии" (г. Улан-Батор, 1995г.), "Потери электроэнергии режим работы ЦЭС Монголии" (г. Улан-Батор, 1996г.), организованных онгольским государственным техническим университетом; на научно-эактической конференции "Повышение эффективности производства и пользования энергии в условиях Сибири" (г. Иркутск, 1995г.); на научно-

практической конференции, посвященной 75-летию Уральского государственного технического университета (г.Екатеринбург, 1995г.); на научно-практическом семинаре "Релейная защита и противоаварийная автоматика для повышения устойчивости ЦЭС Монголии" (г. Улан-Батор, 1997г.); на научном семинаре кафедры "Автоматизированные электрические системы" Уральского государственного технического университета, (г.Екатеринбург, 1998г.). Результаты исследования опубликованы в четырёх печатных работах.

Диссертационная работа состоит из введения, в котором указывается актуальность темы, цель исследования, научная новизна, приводится практическая ценность выполненной работы, содержит 3 главы, 112 страниц, 6 приложений и список литературы, включающий 97 источников.

2. Краткое содержание работы

Во введении представлена общая характеристика диссертационной работы, определены цель и направления исследований, отмечена актуальность рассматриваемых вопросов, показана необходимость разработки методов и алгоритмов выбора управляющих воздействий для противоава-рийного управления (ПАУ) с целью повышения надежности, эффективности и экономичности функционирования центральной электроэнергетической системы (ЦЭС) Монголии.

В первой главе дается общая характеристика и оценка состояния центральной энергетической системы Монголии.

Суть исследовательской работы заключается в том, чтобы определить опасные сечения схемы ЦЭС Монголии, составить математические модели перетоков активной мощности по опасным сечениям схемы ЦЭС Монголии, необходимые для функционирования и определения управляющих воздействий системы ПАУ.

Наибольшие затруднения при изучении систем противоаварийной автоматики (ПАА) возникают из-за отсутствия необходимой информации и строгой формулировки основных задач, стоящих перед ПАА, основных принципов ее выполнения.

С объединением различных энергосистем на параллельную работу, созданием крупных по мощности и протяженных по территории энергообъединений увеличивается опасность развития аварий и нарушений устойчивости. Стремление максимально использовать экономические преимущества параллельной работы энергосистем обусловливает ведение режимов энергообъединений с ограниченными оперативными резервами мощности.

Существующие устройства противоаварийной автоматики, особенно в Монголии, при дальнейшем развитии электроэнергетических систем снижают свою эффективность, что зачастую приводит к возникновению аварии.

Последнее обусловлено тем, что в условиях эксплуатации возникает такое сочетание схемы, режимов и возмущений, на которое не рассчитана

противоаварийная автоматика, а при вводе новых объектов ввод систем ПАА значительно отстает от ввода основного оборудования.

При изменении схем и режимов ЭЭС персонал не выполняет необходимых изменений в ПАА (или выполняет их неправильно, допуская существование таких режимов, при которых автоматика не может обеспечить устойчивость ЭЭС).

При выборе ПАА необходимо иметь в виду, что в условиях эксплуатации непрерывно происходят изменения схемы и режима работы ЭЭС и каждой схеме соответствует достаточно широкая область режимов.

На практике довольно большое количество аварий вызвано тем, что области устойчивости, определенные для заданных схем и режимов работы ЭЭС, не охватывают всех возможных в эксплуатации ситуаций.

Задача систем ПАА состоит в том, чтобы удержать состояние ЭЭС внутри области допустимых режимов или обеспечить возвращение состояния ЭЭС внутрь этой области по наилучшей траектории. В связи с этим для уменьшения числа имевших место аварий необходимо выполнять определение областей устойчивости более оперативно, чем это делается в настоящее время.

Исследовано множество нормальных, предельных и аварийных режимов ЦЭС Монголии при различных стратегиях ее утяжеления и предложены модели режимов ЦЭС в виде регрессионных зависимостей перетоков активной мощности в различных сечениях ЦЭС Монголии и её предельных режимов от активных узловых мощностей системы.

Для рассматриваемой ЭЭС регрессионные уравнения для трех слабых сечений схемы ЦЭС Монголии имеют следующий вид: Рн=482.138-1.007Р16-1.009Р9-1.009Р, 0+3.36х10"3Р19+2, 2x1 0"13Р18; Рц.п=-161.492+1. 13х10'3Р18+1,62х10"3Р9+1хР10+1,62х10"3Р19-9,5х10"4Р18; (1) РШ-ш=839.229-1 .485Р16-1 .474Р9-1.474РЮ+0.793Р,9-0.806Р18 .

Определение предельных режимов ЭЭС может быть осуществлено методом утяжеления по различным стратегиям утяжеления. В результате в пространстве состояний ЭЭС могут быть получены различные точки предельных режимов. Режимы, находящиеся на траектории утяжеления, характеризуются различной степенью устойчивости ЭЭС и тяжести ее режимов. Тяжесть режима ЭЭС в этом случае может быть охарактеризована некоторым показателем - индексом тяжести режима ЭЭС, определяющимся отклонением напряжений в узлах ЭЭС от нормальных значений, уровня потоков активной мощности по линиям электропередачи от предельных значений, значением потерь активной мощности в элементах ЭЭС. Указанные показатели характеризуют в какой-то степени надежность и экономичность ЭЭС, а также качество электроэнергии, отпускаемой потребителям.

Многочисленные расчеты режимов для различных схем ЭЭС показывают, что индексы тяжести режимов ЭЭС возрастают в зависимости от степени их тяжести при утяжелении по различным стратегиям и принимают максимальные значения для предельных режимов ЭЭС.

Для оценки степени тяжести рассматриваемого режима предлагается принять показатель Тээс, характеризующий степень близости рассматри-

ваемого режима ЭЭС к предельному (индекс тяжести режимов). Этот показатель характеризует режим ЭЭС с точки зрения надежности.

Он определяется как произведение введенных показателей:

тээс_ т-ээс * -т-ээс * -1-эзс • - • U ' Р ' Др-

Здесь Тээср - составляющая индекса тяжести по перетокам активной мощности относительно предельного значения для всех «К» - линий в ЭЭС.

Т3>П Т'р; Ve=MT, Т'р^О+Р/Р'пред);

í» i

Р'пред -определяется по номинальным напряжениям узлов, т.е.

pij |Н * i iH ¡у

~- гг.ах1-' i w /¿-ijnani

Р' - активная мощность в начале каждой 1-й линии; К - количество линий в схеме ЦЭС;

Тээси - составляющая индекса тяжести по напряжению. Данный показатель характеризует режимы ЭЭС с точки зрения качества электрической энергии:

N

T33V=n T¡u ; Ve=í^;Tiu=(1+(|UHOM-ül|)p/UH0M); (3=1-2

i-i

N - число узлов в схеме ЦЭС.

Тзэсдр - составляющая индекса тяжести по потерям активной мощности, характеризует режим ЭЭС с точки зрения экономичности.

к

Т"сдр= 2 т'др, где TIAP=(AU)/Z!)2*ri для каждой 1-линии.

/»i

Здесь

AU rju? + uj - 2u,UjCosS,j , 5¡j=(pj-(pi.

Можно индекс тяжести режимов для 1-й линии представить в следующем виде:

Sl=a(*APrAU1*52r(Pl/Plnpefl)2=a¡*(AU3l/Z2)*r*52l(Pl/P,npeA)2, где ai - значимость линии (вес линии).

Если аг 1, все линии имеют одинаковую значимость; величину Д1)( удобно взять в относительных единицах.

AU"|=AU|/Uh rnin-

Индекс тяжести электрического режима ЦЭС Монголии можно подсчитать, как:

к к

тээс у тк ээс у Т1 ,, т! + -И >* Т1 1 реж £-л ' реж ¿—1 1 р \ 1 и 1 и У ' др>

ы\ Ы\

е к - число связей в схеме ЦЭС.

В этом случае легко определить самые опасные сечения, т.к. наи-шьшие для связей индексы тяжести режима соответствуют слабым мес-1М ЭЭС.

Легко заметить, что в результате введенного интегрального показа-ля тяжести режима все линии электропередачи ЦЭС Монголии могут

>пъ проранжированы по составляющей Т^сж. Последнее позволяет |ределить наиболее опасные сечения схемы ЦЭС Монголии. Результаты ^полненных расчетов представлены в табл. 1 и 2.

Таблица 1

Ранжировка линий ЦЭС Монголии по всем режимам и стратегиям утяжеления

1иний 2-16 2-17 8-9 17-19 16-17 6-7 |

- 3 J с р * *- 426,09 168,34 117,63 116,24 45,16 37,35

Таблица 2

жжировка линий ЦЭС Монголии по среднему значению индекса тяжести для всех ______стратегий_ __

2-16 2-17 17-19 8-9 16-17 6-7

128,44 59,56 38,42 32,11 23,49 13,13

Линии электропередачи в ранжированных по убыванию индекса тяготи Тээс, Т'р рядах изменяются для различных стратегий утяжеления ре-шов ЦЭС Монголии.

Последнее обстоятельство позволяет выявить наиболее опасные чения схемы энергосистемы: I -1, II - И, III - III, в которые входят линии ¡ектропередачи с наибольшими значениями индекса тяжести.

Полученные описанным формализованным методом слабые сечения емы ЦЭС Монголии совпадают с представлением диспетчеров Монголь-ой энергосистемы.

Для опасных сечений схемы ЦЭС Монголии методом планирования сперимента определяются регрессионные зависимости активной мощно-и в сечении (1) от узловых активных мощностей.

Во второй главе рассмотрены вопросы получения регрессионных висимостей для режимных параметров ЦЭС Монголии.

Сложность энергосистемы обуславливает сложность и разнообразие стем управления ею. Для обеспечения устойчивости и надежности акционирования энергосистем при различных аварийных возмущениях жима требуется проведение расчетов ЭЭС с целью разработки структу-I и определения настройки системы противоаварийной автоматики и вы-ления области допустимых послеаварийных режимов.

Для решения задач по оперативному управлению режимами элект-1энергетических систем и энергообъединений (ОЭС), многих задач авто-ггического противоаварийного управления необходимо проведение тьшого числа трудоемких расчетов нормальных и аварийных режимов ЭС при схемно-режимном многообразии ее состояний.

Проблему сокращения количества расчетов можно успешно решить с помощью применения методов математического планирования эксперимента, когда появляется возможность планировать и проводить вычислительный эксперимент на ЭВМ оптимальным образом с наименьшими затратами сил и времени.

Метод математического планирования экспериментов облегчает решение задач, связанных с анализом влияния режимных параметров ЭЭС на перетоки активной мощности по сечениям схемы для управления режимами ЭЭС, обеспечения устойчивой и надежной работы энергосистемы.

Математические методы планирования эксперимента получают все большее распространение для математического описания и оптимизации режимов в системах противоаварийного управления (ПАУ) ЭЭС.

В данной работе применены методы: полный факторный эксперимент, дробный факторный эксперимент, симплекс-планирование, композиционное планирование второго порядка и насыщенный план Плакетта-Бермана.

Выполнен анализ регрессионных моделей при различных методах планирования эксперимента.

Для создания системы противоаварийной автоматики, функционирующей в темпе процесса, представляет интерес определение регрессионного соотношения, связывающего потоки активной мощности по сечениям ЭЭС с узловыми мощностями системы. Последнее позволяет диспетчеру, не обращаясь к расчету режимов ЭЭС, принять правильное решение по управлению режимами, так как параметры уравнения регрессии представляют собой коэффициенты чувствительности перетоков по сечениям к изменению мощностей узлов

P«4=f(Pl,P2.....Pi.Pn) l=U.

Для определения уравнения регрессии в виде

п п

Pce4=a0+Xa1*P,+Zalj*PiPj

1=1 ij

с успехом могут быть использованы методы теории планирования экстремальных экспериментов по схемам полного и дробного факторных экспериментов (ПФЭ и ДФЭ), композиционного планирования второго порядка, симплексного планирования. Однако при большом числе узлов схемы ЭЭС количество экспериментов сильно растет, что затягивает время исследования. В этой связи предлагается для решения поставленной задачи использовать насыщенные планы Плакетта-Бермана, когда узловые мощности меняются в следующих пределах:

Pi6=(200 - 400) МВт, Рд=(50 - 150) МВт, Р1О=(50 - 150) МВт,

Р,9=( 100-200) МВт, Pis=(10-50) МВт, Р17=(30-130) МВт, Р2=(67-117) МВт.

При насыщенных планах число экспериментов N равно числу определяемых параметров уравнения регрессии. При N=8 первая строка матрицы планирования имеет вид: + + + - + --. Все последующие строки плана получаются путем сдвига всех элементов предыдущей строки на одну позицию вправо (или влево) и перестановки последнего (первого) элемен-

а на первую (или последнюю) позицию. Этот процесс повторяется (N-2) аза.

Последняя строка плана состоит только из элементов (-1). Матрица панирования имеет размерность Ых(Ы-1). Определение параметров урав-ений регрессии осуществляется точно так же, как и при ПФЭ.

__Таблица 3

N Значение перетоков по сечениям, МВт

эпыта План ПФЭ План Плакетта-Бермана

Рм Рн-п Рш-ш Р.-г Рн-п Рш-ш

1 179,476 -111,033 307,469 179,777 -110,925 307,872

2 -21,924 -110,807 10,469 -21,023 -111,075 11,872

3 78,576 -110,852 160,069 78,577 -110,475 160,172

31 -22,750 -10,747 -98,871 -23,403 -10,475 -100,388

32 -244,15 -10,521 -395,871 -224,203 -10,625 -396,388

Если бы в последнем случае ставился ПФЭ, то потребовалось бы 28 расчетов режимов ЭЭС.

Использование же плана Плакетта-Бермана позволило в 16 раз со-затить количество расчетов без потери точности определения потоков ак-1вной мощности по рассматриваемым сечениям.

Те же самые уравнения (1), когда использовался план Плакетта-ермана при семи узловых мощностях и восьми расчетах режимов ЭЭС, оглядят следующим образом:

,.,=484,381-1,004Р16-1,012Рэ-1,004Р10-0,007Р19-0,022Р18-0,016Р17-0,012Р2; 1_н=-161,213-0,0008Р16+0,0045Рд+0,999Р10-

002Р19+0,0075Р18+0,0015Р17+0,004Р2; (2)

„.„¡=779,656-1,48Р16-1,477Р9-1,468Р10-01804Р19-0,834Р16+0,771 Р17-0,022Р2.

Сравнение значений потоков активной мощности по опасным сече-1ям схемы ЦЭС Монголии, полученных по уравнениям (1) и (2), показано табл. 3.

Для оценки потерь активной мощности в элементах схемы ЦЭС Мон-!лии в качестве базовой регрессивной зависимости принимается полный (адратичный полином

п " "

Ри=а0+У а№,

где Р|, Р(- активная мощность узлов, 1Я оценки всех коэффициентов которого необходимо по крайней мере (т+3)/2+Наблюдений,

,е ш - число переменных, входящих в полиномиальную модель.

Для оценки потерь активной мощности в элементах ЦЭС Монголии )и управлении ее режимами требуется получение модели потерь актив-)й мощности в функции активных мощностей узлов ЭЭС.

В связи с этим была определена регрессивная модель потерь актив-)й мощности в ЦЭС Монголии с помощью методов планирования экспе-шентов.

Проявление вероятностей природы основных факторов существенно 1ияет на изменение потерь мощности.

В этом плане полученные регрессивные модели могут выступать как одна из составляющих для расчета показателей тяжести (опасности) режимов ЭЭС или ее районов различных иерархических уровнях управления. Регрессивные методы расчета потерь мощности в системообразующих сетях встречаются довольно редко.

Простая регрессивная модель будет давать низкую точность ввиду того, что обычно потери мощности связаны квадратичной зависимостью с потоком мощности по элементам системы или нагрузками узлов схемы ЭЭС. Но для оценки режимов регрессионные модели расчета потерь дают ценную информацию.

Выражение потерь активной мощности по линии схемы сети можно представить, как

ДРн=д1](и2|+и2;)-2дии|цСоз(5г^)

Однако, так как

Соз(5г5;)«1-0,5(6|-5;)2,

то

ЛРн=д!Л(игц)2+д;,]и1ц(5г^)2.

Из выражения ДРЧ следует, что с утяжелением режима увеличивается разность углов (5Г^) и, следовательно, происходит увеличение потерь.

Для получения регрессивной модели потерь активной мощности в схеме ЦЭС Монголии в виде квадратичной зависимости требуется использование ортогонального композиционного планирования второго порядка (табл. 4), где а - плечо звездных точек плана. Из условия ортогональности плана

X (х2га)(х2ш-а)=0;

а= ^г'-2^), к - число входных переменных ^ N - общее число точек плана для размещения опытов

По мере утяжеления режима, когда поток активной мощности по линии возрастает, происходит рост тока в линии и увеличиваются потери активной мощности.

Таблица 4

Композиционный план получения уравнения регрессии для потерь активной мощности

№ г, 2.2 г3 2. 2ъ 27 г9 ЛРсеч ЛРсеч

ОПЫТЕ Хо х1 х2 х3 Х1Х2 х,х3 Х2Х3 хДа Х22-а Х32-а урав-е

1 II ш IV V VI VII VIII IX X XI XII XIII

1 +1 -1 -1 -1 +1 +1 +1 1-а 1-а 1-а 25,422 25,612

2 +1 +1 -1 -1 -1 -1 +1 1-а 1-а 1-а 9,15 9,214

3 +1 -1 +1 -1 -1 +1 -1 1-а 1-а 1-а 16,65 16,421

4 +1 +1 +1 -1 +1 -1 -1 1-а 1-а 1-а 11,867 11,941

5 +1 -1 -1 +1 +1 -1 -1 1-а 1-а 1-а 13,898 13,641

6 +1 +1 -1 +1 -1 +1 -1 1-а 1-а 1-а 11,191 11,342

7 +1 -1 +1 +1 -1 -1 +1 1-а 1-а 1-а 10.741 10,514

8 +1 +1 +1 +1 +1 +1 +1 1-а 1-а 1-а 19,568 19,714

Окончание табл. 4

I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII XIII

9 +1 + а 0 0 0 0 0 а1 -а -а -а 12,493 12,518

10 +1 -а 0 0 0 0 0 а2- а -а -а 16,249 16,412

11 +1 0 + а 0 0 0 0 -а а2- а -а 10,91 10,841

12 +1 0 -а 0 0 0 0 -а а2-а -а 10,655 10,403

13 +1 0 0 + а 0 0 0 -а -а а2 -а 9,921 9,841

14 +1 0 0 -а 0 0 0 -а -а а2 -а 11,608 11,424

15 +1 0 0 0 0 0 0 -а | -а -а 9,311 9,374

При п=3 регрессивное уравнение потерь активной мощности, полученное по схеме композиционного планирования имеет следующий вид:

др=г + + £в4х,х, =22,3088-62,54Р1+37,42Р2-15,ЗР3+

I-1 ;.<-!

+51.17Р1 Р2+46,95Р1Рз+41,97Р2Рз-34,86Р21+5,89Р22-34,66Р2з. (3)

Сравнение значений потерь активной мощности в схеме ЦЭС Монголии при изменении режимов, полученных по программе КАБТЯ и в уравнении (3), приведено в табл. 4. Максимальная погрешность оценки потерь по регрессивному уравнению не превышает 2%.

В условиях неопределенности рассмотрены нечеткие модели объекта управления и предложены методы оценки его состояния в условиях нечеткости.

В соответствии с законом адекватности С.Вира методы управления и исследования сложных систем должны соответствовать природе управляемого объекта. При теоретико-множественном описании объекта управления язык обычных множеств оказывается недостаточно гибким для формализации элементов неопределенности, присущих реальным сложным системам. При адекватном представлении сложных систем и процессов их управления требуется использование основных понятий теории нечетких множеств и нечетких отношений, выражающих причинно-следственные связи между параметрами объекта. При моделировании процессов управления сложными системами необходимо использовать языки, близкие к естественному, которые способны описывать нечеткие категории, приближенные к человеческим понятиям и представлениям. В этой связи целесообразно применение понятия лингвистической переменной, позволяющей адекватно отразить приблизительное словесное описание объектов и явлений в том случае, когда точное детерминированное описание отсутствует.

Алгоритмы принятия решений по управлению должны базироваться на элементах нечеткой логики, то есть на анализе методов рассуждений и определения истинности заключения из истинности посылок.

Всякое высказывание, построенное при помощи пропозициональных связок (отрицание, конъюнкция, дизъюнкция, импликация, эквивалентность), имеет некоторое истинное значение, зависящее от истинности значений составляющих высказываний. Вывод осуществляется на основе гипотетического силлогизма (правила выводимости тос{ш-ропет), то есть дедуктивного умозаключения, в котором одно суждение является необхо-

димым следствием двух других - «ЕСЛИ (А В) истинно И А истинно, ТО В истинно». В нечеткой или многозначной логике, основанной на теории нечетких множеств, пространством истинности является действительный интервал [0,1 ].

Нечеткая модель функционирования сложного объекта может быть представлена в виде уравнения регрессии с нечеткими коэффициентами или с помощью правил нечеткого условного вывода общей структуры типа «ЕСЛИ...И/ИЛИ, ТО...ИНАЧЕ...». Полученная продукционная модель оперирует информацией качественного характера, позволяющей учесть всю гамму сложных внутренних взаимосвязей между параметрами объекта управления.

При определении нечеткого уравнения регрессии объекта управления вводится нечеткое множество а уровня. Множеством уровня а нечеткого множества AeU называется множество, составленное из элементов ueU, степени принадлежности которых нечеткому множеству А не меньше числа а. Таким образом, если А - множество уровня а нечеткого множества А, то Vae[0,1], A="!u/u е U, цА (и) > ссК Теперь для произвольного нечеткого множества А можно определить его функцию принадлежности с помощью его а-сечения в виде:

НА (u) = sup min (а, на (и)), где цА (и) = Л, если u е А;

ае[0,1], So, если и SS А.

В качестве иллюстрации рассмотрим некоторую трехузловую электроэнергетическую систему (ЭЭС), полученную в результате эквиваленти-рования исходной ЭЭС, в которой узел 1 - генерирующий, 2 - нагрузочный, 3 - балансирующий. Определим нечеткую модель, отражающую зависимость потока активной мощности по линии 1-2 и уровня напряжения второго узла от активной нагрузки узлов, изменяющейся в диапазонах: Pi = [200, 600], Р2 = [100, 300]. Для нормированных значений узловых нагрузок ЭЭС, когда Хщ = (X¡ - X6a3.i)/AX¡, i = 1,2, результаты планирования эксперимента по схеме 22 можно представить в виде следующей таблицы, учитывающей

Номер опыта Значения узловых мощностей, o.e. Значение потока активной мощности Р12, МВт Значение напряжения иг, кВ

Р1Н Ргн

1 -1 -1 Около 80 Около 230

2 +1 -1 Около 220 Около 220

3 -1 +1 Около 140 Около 215

4 +1 +1 Около 280 Около 210

Функция принадлежности (ФП) значений лингвистической переменной функций отклика может быть представлена в некотором стандартном колоколообразном виде: [ 1, прих = х1;

ц(х) = Ч'(х,11,х1)= ] 1-2(хгх)2/(хг4)2, при х>х';

\ 2(хгх)2/(хЮ2-1, при х<х';

Ч 0, при х = Е,,

когда (хг5) = 2ц] п - отклонение отх^ при котором значение ФП равно 0,5; Х1 - значение лингвистической переменной, для которого ^(хО = 1,0. Здесь х' = (х1-л)- При задании ФП с помощью стандартной У-функции задача оп-

ределения произвольного значения а' = (х', X, С') синтаксически независимой лингвистической переменной сводится к определению функции Ч'(х, л', х') по заданным функциям Ч^х, тц, х^ и ^(х, г|2, х2), то есть определению г]' по заданным параметрам тц и г|2 и известным значениям х^ х2, х'. Если а-\ = (80, X, С^ - «приблизительно 80», а2 = (180, X, С2) -«приблизительно 180», с ФП нечетких множеств Ci и С2 соответственно равными цС1(х) = Ч'(х, 30, 80) и цсгМ = 4>(х, 35, 180), то, обозначив X = (х2-х')/(х2-хО, Хе[0,1], находим ц' = Хгн+О-Л)^. Для а' = (около 140) Х=(180-140)/(180-80) = 0,4 и г}' = 33. Отсюда цс'М = ¥(х, 33, 140). Подобным образом находятся ФП для всех значений лингвистических переменных «Поток активной мощности по линии 12-Р12» и «Напряжение второго узла - и2».

Теперь таблица эксперимента может быть представлена а-уровнями при а = 0,3; 0,5; 0,8 и 1,0.

Значения лингвистических переменных «приблизительно столько-то» могут быть определены и с помощью матрицы парных сравнений, ориентируясь на базовые значения терм-множества и область определения лингвистических переменных. Кроме того, любое значение лингвистической переменной удается найти путем использования набора синтаксических и семантических правил, входящих в определение лингвистической переменной и лингвистического отношения предпочтения (низкая, высокая, очень высокая и т.д.).

Таблица эксперимента

Номер Значения узловых Значение потока активной мощности Р12

опыта мощностей

Pi Р2 а = 0,3 а = 0,5 а = 0,8 а = 1,0

1 -1 -1 46, 50, 61, 80

114 110 100

2 +1 -1 178, 183, 198, 220

264 257 243

3 -1 103, 107, 119, 140

177 173 160

4 +1 +1 234, 240, 255, 280

328 320 304

Номер Значения узловых Значения напряжения 42

опыта мощностей

Pi Р2 а = 0,3 а = 0,5 а = 0,8 а= 1,0

1 -1 -1 223, 224, 226,3, 230

237 236 233,7

2 +1 -1 215,4, 216, 217,5, 220

224,6 224 222,5

3 -1 +1 211, 211,5, 212,8, 215

219 218,5 217,2

4 +1 +1 206,6, 207, 208, 210

213,4 213 212

Обработка результатов полного факторного эксперимента дает нечеткие регрессионные модели (например, для напряжения и2): и2 = [0,3/233,6 + 0,5/235,12 + 0,8/238,45 + 1/243,75 + 0,8/249,05 + 0,5/252,42 + 0,3 / 253,9] + Р1[0,3/-0,023 + 0,5/-0,0244 + 0,8/0,027 + 1/-0,03125 + 0,8/-0,0355 +

210 215 220 230

210 1 3 6 9

215 1/3 1 3 7

220 1/6 1/3 1 6

230 1/9 1/7 1/6 1

0,5 / -0,03815 + 0,3/-0,0395] + Р2[0,3/-0,068+0,5/-0,0713+0,8/-0.0775+1/-0,0875+ 0,8/-0,0975+0,5/-0.1038+0,3/-0,107] + Р1Р2[0,3/4х10-5+0,5/4,375хЮ"5+0,8/5х10"5+ 1/6,25х10"5+ О.в^.бхЮЧо.б/З^гбхЮ^+О.З/в.бхЮ-5].

Для представления значений терм-множества лингвистической переменной целесообразно воспользоваться матрицей парных сравнений исходя из области определения рассматриваемых параметров, когда значению «почти малое» предписана 1, «малое» - 2, «больше, чем малое» - 3, «почти среднее» - 4, «среднее» - 5, «больше, чем среднее» - 6, «почти большое» - 7, «большое»- 8, «предельное» -10.

Вербальное значение «малое» терм-множества лингвистической переменной и «Напряжение и2» можно представить нечетким множеством, ФП которого определяется с помощью матрицы парных сравнений М.

М =

Фиксируя первый столбец, имеем:

1 1 Нм(210) =-----------------------=------= 0,62;

1+1/3+1/6+1/9 1,61

цм(215) = 0,21; цм(220) = 0,1; цм(230) = 0,069.

Отсюда Нм «малое» = {0,62/210, 0,21/215, 0,1/220, 0,069/230}, а его нормальный вид - {1/210, 0,34/215, 0,16/220, 0,11/230}.

Для оценки состояния ЭЭС множество продукций представляется как совокупность высказываний >

JL,: ЕСЛИ Аь ТО В,;

\ьи: ЕСЛИ Аш, ТО Вш.

Когда через Ai и В2 обозначены высказывания (pw ЕСТЬ aWj) и (pv ЕСТЬ aVj), где aWj - значение лингвистической переменной pw с ФП,

nw3(W) = max №j(W). i = 1,11

Предполагается, что система эталонных логических высказываний, отражающих опыт экспертов или результаты исследований объекта управления в типовых ситуациях, представляется в виде:

U: ЕСЛИ Е,, ИЛИ Е, 2 ИЛИ ... Е, ш ТО pv ЕСТЬ avj.

Система нечетких высказываний Li, i = l,m отражает взаимосвязь между значениями параметров (X,Y,Z ...) объекта управления и классами его состояний. Используя правила преобразования конъюнктивной и дизъюнктивной форм лингвистических высказываний, последнюю систему Li, i = l,m можно представить в более компактном виде - (pw ЕСТЬ aEji), где Pw - лингвистическая переменная, определенная на множестве W=XxYxZx... и принимающая базовое значение aEji с ФП

т{Щ - min {цхл(Х); ^(Y); u7ji(Z)...}, a Hxji(X) = «малое», «среднее», «большое» и т.п.

Для принятия решения v'eV на основе правила modus ponens необходимо для каждого veV определить степень истинности цшр дедуктивной схемы вывода с помощью соотношения

цт,р = min {1, [1-nwi(W')+Mvi(V')],[l-Hwm(W')+Hvm(V')]}.

Решением задачи следует считать такое значение v'eV, при котором степень истинности является наибольшей. Предлагаемый алгоритм оценки состояния ЭЭС обладает, как показали результаты исследования представленной энергосистемы, высокой степенью надежности в условиях неопределенности исходной информации.

Эффективность функционирования систем управления, основанных на нечетких моделях, в значительной степени определяется адекватностью нечетких моделей управляемым объектам. Если моделируемый технологический процесс определяется совокупностями НМ: P(U) = {Хь ..., Хп} на U и P(V) = {Yb..., Yn} на V и при этом Xi = {(X, ц*(Х))}; Yj = {(Y, nyi(Y))}, где U и V - конечно входное и выходное пространства объекта моделирования, то технологический процесс описывается нечетким соотношением Yj = X, о R, i = 1,п или

Hyi(Y) = max min {цх,(Х), Hr(X,Y)},

X

где R - нечеткое бинарное отношение на UxV. Нечеткое отношение R, представленное в виде совокупности управляющих правил «ЕСЛИ Хь ТО Yi», определяется, как R = U R; = U XjxYi или

i = \,п i = 1 ,п Hr(X,Y) = max min {цх,(Х), Hvi(Y)}.

Здесь Rj = XixYj - индивидуальное нечеткое отношение, соответствующее каждому правилу (высказыванию Li).

Для оценки адекватности нечеткой модели можно использовать квадратичный критерий

п

J = E(MY)-Hy,(Y))2,

¡-1

характеризующий отклонение ФП исходных HM |iYi(Y), используемых в формировании нечеткого отношения R от ФП HM hyi(Y), вычисленных на основе композиционного правила вывода.

Правило нечеткого условного вывода может быть представлено в следующем виде: если НМ А из U и В из V заданы как А = W(U)/U; В = k(V),

и V

то для многозначной логической системы отношение

R(A,(X), A2(Y)) = AxV-»UxB = W(U)/(U,V)->k(V)/(U,V) =

UxV UxV

р-цА(и), при цА(и) < hb(V);

= J(HA(U)->hb(V))/(U)V)= / 1, при ma(U) = цв(У);

UxV 1 |IB(V), при ha(U) > hb(V).

В этом случае удовлетворяются правила нечеткого условного вывода человеческой интуиции при приближенных рассуждениях, т.е. из предпо-

сылки 1 «ЕСЛИ х ЕСТЬ А, ТО у ЕСТЬ В» и предпосылки 2 «х ЕСТЬ А» следует следствие «у ЕСТЬ В».

В третьей главе описывается противоаварийная автоматика ЦЭС Монголии, общее требование к этой автоматике и алгоритмы ее функционирования . Кроме того, рассматриваются вопросы практической реализации системы ПАА ЦЭС Монголии и алгоритм определения управляющи> воздействий.

Надежность функционирования ЭЭС в значительной мере определяется эффективностью работы системы противоаварийного управления и е сильной мере зависит от возможности управления нагрузкой и генерируемой мощностью в нормальных и аварийных состояниях ЭЭС.

Своевременное отключение части нагрузки и соответствующее изменение мощностей электростанций предотвращает дальнейшее развитие аварий, повышая тем самым живучесть энергосистемы.

В настоящее время для управления нагрузкой энергосистемы Монго лии в аварийных условиях широко используются частотная разгрузка, де лительная автоматика по перетоку мощностей и частотная делительна? автоматика на электростанциях.

Перечисленные устройства автоматики, как и другие средства опера тивного диспетчерского управления нагрузкой в аварийных режимах энер госистемы, имеют ряд недостатков:

1. Отсутствует единая централизованная система противоаварийного управления ЦЭС.

Для решения конкретных задач предотвращения развития аварий i устранения аварийных режимов используются устройства АОСЧ, АОСН АЛАР, САОН, АПНУ, АРО и другие.

Однако все эти устройства работают по простым алгоритмам управ ления и не обладают свойством адаптации к возникающим в ЦЭС ситуаци ям.

2. Управление нагрузкой производится, как правило, централизованно, т.е отключаются питающие линии, а не отдельные электроприемники, что вы зывает серьезные нарушения технологических процессов у потребителей поломку оборудования и связано со значительным народно хозяйственным ущербом, так как управляющие воздействия оказываюта избыточными.

3. Недостаточная селективность используемых систем управления, под ко торой понимается способность систем противоаварийного управлени! воздействовать на потребителей с интенсивностью, равной или близкой минимально необходимой в аварийном режиме энергосистемы.

4. Недостаточное быстродействие при ликвидации ряда аварийных режи мов. Это вызвано прежде всего тем, что в качестве признака необходимо сти срабатывания устройств отключения нагрузки используются изменени: параметров режима с соответствующими выдержками времени.

Промедление в действии устройств резко снижает их эффективность.

5. Существующая аппаратура управления нагрузкой в ЦЭС Монголии в на стоящее время морально устарела.

Наиболее эффективное управление может быть осуществлено при создании комплексных систем, где функции автоматического управления нагрузкой в нормальных и аварийных режимах, включая сбор информации, ее переработку и передачу, будут выполняться с помощью микро-ЭВМ микропроцессорных контроллеров. Глобальной целевой функцией управления ЭЭС является обеспечение снабжения потребителей требуемым количеством электроэнергии при фиксированном ее качестве и надежности поставки с учетом требования экономики.

Состояние ЭЭС в этом случае может быть представлено в виде вектора \/т = (Vм , \/к , V*) , составляющие которого определяют соответственно надежность электроснабжения потребителей, качество электроэнергии и экономику.

Если задать множество п допустимых значений, составляющих вектор V, то \/еП п, , ( = к , у, э.

В зависимости от скорости изменения режимных параметров процессы в ЭЭС подразделяются на установившиеся и переходные. Процесс управления режимами ЭЭС является единым комплексным процессом и состоит из управления переходными и установившимися послеаварийны-ми режимами.

Протекание переходных процессов существенно влияет на надежность работы ЭЭС, ее устойчивость и живучесть.

Создание единого комплекса управления нагрузками в различных режимах позволит сократить число микропроцессоров, уменьшить количество связей между отдельными микропроцессорными средствами и объем внешних устройств с объектами управления. Но при отсутствии средств и каналов телемеханики этот путь развития систем ПАА является неприемлемым при существующих условиях развития Монголии. Поэтому необходимо разрабатывать модели, имитирующие некоторые средства телемеханики, использование которых обеспечивало бы оптимальное аварийное управление режимами ЦЭС Монголии.

Для создания систем ПАУ, удовлетворяющих перечисленным выше требованиям, можно с успехом использовать репрессивные (полиноминальные) модели функционирования ЭЭС, когда перетоки активной мощности по отдельным связям (сечениям) и дозировки управляющих воздействий (УВ) при схемно-режимном многообразии ЭЭС функционально связаны с режимными, наиболее информативными телеизме-ряемыми параметрами энергосистемы.

В настоящее время в ЦЭС Монголии, из-за ее специфики, очень актуальной проблемой является определение регрессионных моделей ПАА, обеспечивающих предотвращение нарушения устойчивости, ликвидации синхронного режима, ограничение снижения частоты, напряжения и др.

Полученные регрессионные модели должны быть адекватны опытной выборке, формируемой в результате расчетов режимов ЦЭС Монголии.

Функционирование системы автоматики прекращения нарушения устойчивости (АПНУ) должно осуществляться по трехэтапной схеме.

Возможность выработки управления вслед за развитием аварии позволяет увеличить быстродействие системы и надежность ее работы.

Так как резерв времени на определение оптимальных управлений весьма невелик ( 0,1 - 0,2с ), то управление целесообразно получать операцией выборки из памяти ЭВМ, куда заранее заложены результаты предварительных расчетов в виде таблиц-решений, граф-схем или коэффициентов регрессионных уравнений.

Виды управляющих воздействий и их интенсивность должны выбираться так, чтобы вызванное управлением перераспределение активной мощности в системе не вызывало опасных перегрузок и новых нарушений устойчивости в других районах ЭЭС.

Короче говоря, для создания системы ситуационного управления необходимо произвести разбиение множеств ситуаций на планы толерантности (А,) и установить изоморфизм между множеством операций и множеством управлений, т.е. на основании положения объекта в одном признаковом пространстве необходимо оценить его принадлежность к тому или иному плану в другом пространстве.

Обычно в качестве первого пространства берется пространство параметров системы {х}, в котором производится классификация аварийных ситуаций (классы А; ), в качестве второго - пространство управления {О,} (классы В,). Решение задачи управления в этом случае будет происходить по трехэтапной схеме : от X А | , от А ¡->В ¡и от (X к, В | )-> О к ■

Первый этап - распознавание класса объекта по его описанию.

Второй этап - оценка классовой принадлежности в одном пространстве, исходя из класса объекта в другом.

Третий этап - определение дозы управляющих воздействий в зависимости от тяжести аварии.

Таким образом, модель системы ситуационного управления (ССУ) действительно получается дискретно-непрерывной и отражает зависимость типа и величины оптимальных управляющих воздействий от класса возникающей в ЭЭС аварийной ситуации. В качестве пускового органа ССУ может использоваться модель аппроксимирующей разделяющей гиперповерхности, на основе которой осуществляется распознавание в пространстве заданных параметров классов устойчивых и неустойчивых режимов ЭЭС.

В результате удается, не решая дифференциальных уравнений, описывающих переходные процессы в рассматриваемой ЭЭС, по комплексу зафиксированных параметров { х } выявить опасный (неустойчивый) режим и, запустив систему аварийного управления, после определения класса аварийной ситуации подать управляющее воздействие на регулирующие станции ЭЭС.

Стратегия управления для разгрузки связей (сечения) состоит в уменьшении генерирующих мощностей избыточной части ЭЭС и увеличении генерирующей мощности (или уменьшении нагрузки) в дефицитной части ЭЭС.

При различных стратегиях утяжеления режимов ЭЭС для рассматриваемых связей, когда стратегия утяжеления принимается обратной стра-

тегии управления, формируются классы режимов, соответствующие определенной стратегии утяжеления. Последнее позволяет системе ПАА распознавать возникшую ситуацию в ЭЭС ( отнести ее к соответствующему классу) и определить стратегию управления, адекватную возникшей в ЭЭС ситуации.

Решение по управлению режима ЭЭС принимается по близости текущего режима ЭЭС к группе из N режимов, характеризующих рассматриваемые стратегии утяжеления, так как управления должны быть противоположны стратегии утяжеления.

Близость определенного режима ЭЭС к группе режимов находится по взвешенному евклидову расстоянию S ( X , А ), когда

! M

S(X,A)=^Z S(X,Aj); AieA, a

S(X,A;)=[2>t(X-X )2]0'5-

к

Изменение мощности в сечении схемы ЦЭС Монголии III - III наиболее целесообразно осуществлять изменением мощностей генераторных узлов Р19, Р16 , Р9 , Р10, имеющих наибольшее влияние на значение перетока в сечении III - III, например, одна группа режимов соответствует траектории утяжеления, связанной с увеличением генерирующей мощности, а другая - росту нагрузки, следующая - одновременному увеличению генерирующей мощности и мощности нагрузки, и т.д.

Расчеты статической устойчивости сложных энергосистем производятся методом утяжеления режима путем перераспределения мощностей электрических станций по обе стороны рассматриваемого сечения схемы ЦЭС Монголии вплоть до предела статической устойчивости энергосистемы.

В данной работе были решены задачи утяжеления режима в плоскости двух параметров из совокупности { Р-ш , Рэ , Рю , P-ig , Pis} при фиксированных остальных трех переменных по наиболее характерным траекториям. Любую точку (т.е. любой режим) в пространстве пяти параметров можно привязать к одной из этих траекторий и вводить режим в неопасную область параллельно ей.

Для этого определяют, к какой траектории ближе всего расположен данный режим, по формуле

1 "

d=~E dî,

где n - количество точек одной траектории, которые введены в память ЭВМ ;

di - расстояние между текущим режимам и точкой на траектории.

di = (Z(xii-x2i ))1/2.

i=i

Затем выбирают ту траекторию, расстояние d до которой минимально. Таким образом можно ускорить процесс возвращения режима в оптимальную область, так как в этом случае диспетчер будет действовать

параллельно известной заранее траектории, если система ПАУ работает I режиме советчика диспетчера.

Устройство АДВ функционирует по алгоритмам, использующим ре зультаты предварительно выполненных расчетов аварийных ситуаций I ЦЭС Монголии и определенных управляющих воздействий для каждой вида рассматриваемой аварийной ситуации.

Результаты расчетов УВ могут быть представлены в виде таблице решений, закладываемых в память ЭВМ устройства АДВ. Причем УВ вы рабатываются устройством АДВ, если величина перетока активной мош ности превышает максимально допустимое значение, определяемое нор мативным требованием к режиму ЭЭС с точки зрения статической устой чивости.

Параметры регрессионных зависимостей можно представить как кс эффициенты влияния (чувствительности) изменения узловых мощносте на рассматриваемые перетоки активной мощности по связям (сечениям) с их помощью можно определить дозировку управляющих воздействий Стратегия управления для разгрузки связей (сечений) состоит в уменьше нии генерирующей мощности в избыточной части ЭЭС или уменьшении нг грузки в дефицитной части ЭЭС.

При появлении какого-либо аварийного режима ХаЬ = Хм производит ся построение прямой, проходящей через ХаЬ и перпендикулярной плоскс сти , содержащей прямую линию, соединяющую две ближайшие точк предельных режимов Хк и Хн .

Имея уравнение плоскости, содержащей линию X« - Хн , и уравнени прямой Хм - Хм , перпендикулярной к этой плоскости, получим

_ - ху")2 + (х™ - х^ху™ - ^"•8>)УЛ, - кГ'К-^Г'П + Укш'%) ХМ- _ + (у(„,8) _ у,0.8))2

_ (Л"'0-" -Х^)ХЫ + (У/0,8) -(ЛТ"

'М~ у(0,8) _ у(0,8)

Управляющие воздействия:

лР,=Ум-Ум; ЛР)=Х^-Х|у.

Разрабатываемая система ПАА должна работать на первых порах режиме советчика диспетчера, а по мере развития информационной баз системы управления в ЦЭС Монголии - в автоматическом режиме по при! ципу" II - ПОСЛЕ ".

Алгоритмы ЦПАА (централизованная противоаварийная автоматика используемые в энергосистеме России, работают на принципе "Н-ДО" и 01 нованы на использовании алгоритмов оценки состояния электроэнергет! ческих систем, когда активное сопротивление (К) линии значительь меньше индуктивного сопротивления (X). В энергосистемах Монголии пр напряжении системообразующей сети 110 - 220 кВ необходимо считаться активным сопротивлением линии.

23

Заключение

В результате проведенных исследований созданы теоретические основы и разработаны методы определения опасных сечений и создания ;истем ситуационного управления аварийными режимами ЦЭС Монголии, адекватные природе управляемого объекта.

Сформированные на основе предлагаемых методов алгоритмы управления аварийными режимами ЦЭС Монголии обеспечивают повышение надежности и качества ее функционирования.

1. Полученные регрессионные уравнения позволяют, не решая дифференциальных и алгебраических уравнений, оценить состояние ЦЭС Монголии.

2. Предложен формализованный метод выявления опасных сечений энергообъединения, основанный на интегральном показателе тяжести режимов ЭЭС.

3.Формирование полиномиальных зависимостей, используемых в :истемах управления аварийными режимами ЦЭС Монголии, должно осуществляться по схемам ПФЭ, ДФЭ и на основе насыщенного плана Пла-кетта-Бермана.

4. Показано, что из-за отсутствия полной и достоверной информации цля оценки режимов ЭЭС можно использовать регрессионные модели потоков активной мощности в сечениях предельных режимов и потерь мощности в элементах системы.

5. Дана методика построения нечетких моделей при неопределенной исходной информации. Предложены нечеткие модели опасных сечений схемы ЦЭС Монголии, которые с успехом могут быть использованы в ЦЭС Монголии при неопределенной и неточной исходной информации.

6. Предложена методика определения управляющих воздействий для обеспечения необходимых запасов по статике послеаварийных режимов ЦЭС Монголии и даны алгоритмы функционирования системы ПАА ЦЭС Монголии.

7. Доказано, что наиболее эффективной оценкой режима с точки зрения надежности, экономичности и качества функционирования ЦЭС Монголии являются значения интегрального показателя тяжести режима Тээс , определяемые показателями потерь активной мощности в элементах системы, изменения напряжения в узлах схемы ЦЭС на загрузке ее линий электропередачи.

8.Исследовано множество предельных режимов ЦЭС Монголии при различных стратегиях ее утяжеления и предложена модель предельных режимов ЦЭС в виде регрессионной зависимости перетоков при предельных режимах ЦЭС от активных узловых мощностей.

9. Выполнен анализ регрессионных моделей при различных методах планирования экспериментов (ПФЭ, ДФЭ, симплекс планирования, композиционное планирование второго порядка).

10. Показано, что применение методов планирования экспериментов для получения регрессионных зависимостей, используемых системах ПАУ,

является наиболее эффективным средством получения математических моделей.

11. Предложен алгоритм выбора оптимальных управляющих воздействий для аварийного управления режимами ЦЭС Монголии.

12. Сформулированы основные требования к совершенствованию системы ПАУ Монголии.

13. Разработан метод классификации текущего режима ЭЭС, основанный на сравнении расстояния до группы режимов, получаемых по различным стратегиям утяжеления.

14. Разработан алгоритм ввода режима ЦЭС Монголии в области допустимых режимов при возникающих аварийных ситуациях.

15. Установлено, что между численным значением главных режимных факторов, определяющих состояние ЦЭС Монголии, и уровнями потерь энергии в распределительных сетях существует определенная закономерность. На основании этой закономерности определены оптимальные области значения главных факторов с точки зрения экономичности работы сети. С помощью предельных значений оптимальной области параметров установлены зоны целесообразных уровней потерь энергии в распределительных сетях.

Полученные экспериментальные модели позволяют с достаточной точностью оценить режимы работы ЦЭС Монголии. Реализация предлагаемых способов создания систем ПАУ позволит существенно, увеличить надёжность и эффективность функционирования ЦЭС Монголии.

1. Нечеткие модели объекта управления и оценка его состояния в условиях неопределенности /Богатырев Л.Л., Мезенцев П.Е., Ханд-Иш Ж., Цуканова Л.В. // Вестник УГТУ-УПИ. Материалы юбилейной конференции . Екатеринбург: УПИ.1995. С.14-20.

2. Оценка состояний сложных электроэнергетических систем / Богатырев Л.Л., Бердникова Л.Е., Ханд-Иш Ж., Щилер Н.Д. II Вестник УГТУ-УПИ. Материалы юбилейной конференции. Екатеринбург, 1995. С.21-28.

3. Богатырев Л.Л., Ханд-Иш Ж. Оценка тяжести режимов электрических систем: Тезисы докладов региональной научно-технической конференции. - Иркутск, 1995. С.136-137.

4. Ханд-Иш Ж. Автоматика энергосистем: Тезисы докладов научно-технической конференции устойчивости энергосистемы. Улаанбаатар,

Список публикаций

1996.

Подписано в печать 07.05.98

Бумага писчая Офсетная печать

Уч.-изд. л. 1, 33 Тираж 100 Заказ 112

Формат 60x84 1/16 Усл. п. л. 1, 39 Бесплатно

Издательство УГТУ 620002, Екатеринбург, Мира, 19 Ротапринт УГТУ. 620002, Екатеринбург, Мира, 19