автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Разработка принципов и методов восстановления систем электроснабжения с распределенной генерацией после аварий

На правах рукописи

Буй Динь Тхань

4857857

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

Специальность 05.14.02 - Электрические стации и электроэнергетические системы

2 О ОКТ 2011

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Иркутск 2011

4857857

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

(НИИрГТУ)

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

профессор Воропай Николай Иванович

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Наумов Игорь Владимирович

кандидат технических наук, доцент Ефимов Дмитрий Николаевич

Ведущая организация - Институт социально-экономических и энергетических проблем Севера УрО РАН

Защита состоится « 25 » октября 2011г. в 11-00 на заседании диссертационного совета Д003.017.01 при Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН по адресу: 664033, Иркутск, ул. Лермонтова, 130, к.355.

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

Отзывы на автореферат в двух экземплярах с подписью составителя, заверенные печатью организации, просим направлять по адресу: 664033, Иркутск, ул. Лермонтова, 130, на имя ученого секретаря диссертационного совета.

Автореферат разослан <__2011 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

А.М. Клер

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Апробация работы. Основные результаты по различным разделам диссертационной работы докладывались и обсуждались: на Всероссийских научно-технических конференциях "Повышение эффективности производства и использование энергии в условиях Сибири", г. Иркутск, 2009 -2011 гг.; на V Всероссийской научно-практической конференции "Научная инициатива иностранных студентов и аспирантов российских вузов РФ", г. Томск, 2011 г.; на конференции молодых ученых ИСЭМ СО РАН, г. Иркутск, 2011 г.; на 83-ем заседании международного научного семинара «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики», г. Иваново, 2011 г.

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

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

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

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

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

Приведен обзор современного состояния и использования распределенной генерации. Энергетический кризис семидесятых годов XX века привел к тому, что в западных странах перестала наблюдаться тенденция к максимальной централизации энергосистем. С этого периода начала интенсивно развиваться распределенная генерация. Источники распределенной генерации базируются на энергетических установках, использующих процессы сжигания топлив (мини газотурбинные и парогазовые установки, на биомассе и др.), а также возобновляемые природные ресурсы (мини-ГЭС, ветроустановки и др.). При работе в системе распределенная генерация подключается на низких напряжениях (6-7-10-35 кВ) в рас-

пределительной сети. Подключение распределенной генерации к распределительной сети имеет положительное влияние на ее свойства, но наряду с этим создает новые проблемы, с которыми приходится сталкиваться при функционировании системы электроснабжения с распределенной генерацией.

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

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

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

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

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

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

Вторая глава посвящена методическим основам и методам восстановления систем электроснабжения с распределенной генерацией после крупной аварии. Наличие распределенной генерации позволяет облегчить поддержание уровней напряжений в узлах распределительной электрической сети, уменьшить потери

активной и реактивной мощности в сети, обеспечить более высокий уровень надежности электроснабжения потребителей за счет сохранения питания некоторых электроприемников от распределенной генерации при аварийном отключении основного пункта питания системы электроснабжения.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В послеаварийном режиме должны выполниться требования по качеству электроэнергии и ограничения по загрузке линий (ограничения на токи по усло-

виям нагрева). Качество электроэнергии определяется отклонениями напряжения и частоты, симметрией трехфазного напряжения, формой кривой напряжения. Наиболее важными показателями являются отклонения напряжения и частоты. 1. Рассматривается отклонение частоты от номинального значения, т.е.

Д/ = (/-/„ом), (1)

где: /ном - номинальная частота тока (/¡,ом =50 Гц); частота тока в момент расчета, а условие допустимости отклонения частоты определяется неравенством:

|Д/|ф/доп| (2)

где: 4/аол" допускаемое отклонение частоты.

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

АР = Рн-Рг=кгА///нш (з)

где Рги Рн - суммарные активные мощности генерации и нагрузки системы, к/статический коэффициент нагрузки, или

Д/=АР./Н0М^(РН-РГ)./Н0М к/ кг

Из выражений (1) - (4) следует, что для обеспечения качества электроэнергии по показателю частоты нужно:

или Ртм = РГ- &РМ <РН< РтК =РГ+ АРш. (5)

2. Условия по отклонению напряжения определяются как:

\АиЦ<\АиЦ, (6)

где: Дитах - максимальное отклонение напряжения в сети, Л11дт - допускаемое отклонение напряжения.

3. Условия работы проводов по нагреву определяются как:

I(?)

где: 1Ч~ ток в ветви у, 1дт1 - допускаемый ток провода ветви у.

Как следует из схемы на рис. 2, сначала проверяются условия по допускаемому отклонению частоты: |Д/| <|Д/ао„|, то есть

/тт Уном А/"доп ~ У ~ Ушах — ^ном А^дол •

Рн| Рг Ргтах

СИОгтах РнЬОн!

Рис 2. Алгоритм определения состояния СЭС после крупной аварии. Если / > , то Рн <РГ, поэтому, чтобы обеспечить качество электроэнергии по показателю частоты, необходимо снижать мощность генерации в «острове» (Рг 4-); в обратном случае сначала используют возможную перегрузку генераторов: в нормальном режиме работы генераторы часто работают с нормальным уровнем мощности, но их предельная возможность выше: РГтш =(1,1* 1,2)РГном. Поэтому в случае выхода мощности генератора на ограничение (РГта) принимается (Рг = РГтах). После этого шага, если указанное условие еще не обеспечено, нужно уменьшать мощности нагрузок по категориям электроприемников потребителей и с учетом минимизации потерь активной мощности в сети. В программе определения послеаварийного режима СЭС по методу Ньютона, процесс уменьшения мощности нагрузок выполнен следующим образом:

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

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

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

+ в конце расчета, если /т1п < / < /тах, тогда значение активной мощности балансирующего узла определяется как:

+ (8) где: ЛРЕ- суммарные потери активной мощности в сети;

^Рт - сумма активной расчетной мощности нагрузок;

5]/л" сумма активной мощности генераторов, кроме балансирующего узла;

Следующим этапом алгоритма является проверка допустимости токов в линиях электропередачи по нагреву. Если I > 1доп, производится дополнительное отключение нагрузки (Рн1) (по категориям электроприемников потребителей) в тех узлах «острова», к которым подходят перегруженные линии, процесс расчета выполняется, как отмечено выше.

Затем выполняется проверка допустимости отклонений напряжений в узлах «острова»: |Дит\ < \AlJj, то есть С/тш = ити - Д< V < ит = Vти + Аидоп.

Если и > итах, то чтобы обеспечить качество электроэнергии по показателю напряжения, нужно уменьшать реактивную мощность генераторов «острова» (<2Г за счет снижения тока возбуждения генератора (/,„, 4-). Когда этот ток уменьшается, напряжение на шинах генератора уменьшается соответственно. Однако значение реактивной мощности меняется в пределах (С2ГШ„ ^ ЯГтах )> значение напряжения на шинах генератора может изменяться соответственно. Процесс изменения реактивной мощности генераторов выполняется следующим образом:

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

+ 2-ой шаг: реактивная мощность генератора «острова» фиксируется Яг ~ Ягтт> а условие по напряжению еще не обеспечено, тогда надо увеличивать

активную и реактивную мощность нагрузок (Ри Т,<2„ Т), которые были отключены от сети при проверке условия по частоте. Изменение значений мощностей нагрузок будет менять потоки мощности линий и значения в выражениях (5) и (7), поэтому надо вернуться и проверить условия по частоте и токам.

В обратном случае необходимо увеличивать выработку реактивной мощности генератором (Qгt) за счет увеличения тока возбуждения генератора (1вт Т). Когда этот ток увеличивается, напряжение на шинах генератора увеличивается соответственно. Процесс изменения реактивной мощности генераторов выполняется как:

+ 1-ый шаг: увеличивают реактивную мощность до максимального значения Огтах и параллельно проверяют условие по напряжению (И тт <С1< 11 тш.).

+ 2-ой шаг: реактивная мощность генератора «острова» фиксируется Ог ~ Огтах > а условие по напряжению еще не обеспечено, тогда надо уменьшать активную и реактивную мощности нагрузок (Ри >1) с учетом категорийности электроприемников. Изменение значения мощности нагрузок будет менять потоки мощности линий и значения в выражениях (5) и (7), поэтому надо вернуться и проверить условия по частоте и токам.

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

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

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

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

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

1) частота «острова»/а должна равняться частоте основной сети/с\

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

3) напряжение включаемой линии со стороны «острова» ию должно быть равно напряжению со стороны основного пункта питания идс\

4) напряжения включаемой линии со стороны «острова» 11ло и со стороны основного пункта питания ик должны быть равными по фазе.

После аварии «острова» самостоятельно работают в нормальном режиме, определяемом с использованием алгоритма на рис.2 со значениями частоты в допустимых пределах. Кроме того, остальная сеть, примыкающая к основному пункту питания, имеет большую мощность; поэтому ее частота сохраняется на

постоянном значении. Таким образом, первое условие выполняется. При этом допускается скольжение до 2%.

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

Реализация третьего условия может быть выполнена с использованием описанного выше алгоритма (см. рис.2). Сначала, определяют значения напряжений на клеммах остающегося отключенным выключателя, который используется для синхронизации. Если Ли (Л11 = 1/ЛС ~ит), регулируется ток возбуждения генераторов в «островах», после чего добиваются равенства напряжения С/м « (/„. Затем пересчитывается электрический режим «острова».

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

С учетом особенностей принятого подхода к рассмотрению процесса восстановления СЭС как последовательности установившихся состояний системы синхронизация «острова» с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС алгоритмически реализуется весьма просто следующим образом. Пусть на клеммах остающегося отключенным выключателя фазы напряжений имеют значения 8' и 8", при этом 8'-8"=Л8. Синхронизация осуществляется при 8'= 8", т.е. А8 = 0. Для выполнения этого условия необходимо во всех узлах «острова» изменить фазы напряжений на одну и ту же величину Л8, т.е. 81с -8,+Л8, / = 1,/! где 81 и 81с- первоначальное и измененное значения фазы напряжения в узле г", и - число узлов в «острове».

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Мульти-агентная система восстановления СЭС после аварии начинает свою работу с выполнения задач координирующего агента № 1. Эти задачи в основном относятся к (см. общую схему восстановления СЭС после аварии на рис.1) опера-

ции 1. Состав и степень реализации задач операции 1 при их реализации в составе координирующего агента № 1 зависят от степени оснащения восстанавливаемой системы электроснабжения телеизмерениями параметров режима и телесигналами состояния коммутационных аппаратов и других устройств. При слабой оснащенности СЭС телеизмерениями и телесигнализацией задачи координирующего агента № 1 вырождаются, в предельном случае эти задачи будут выполняться вручную персоналом.

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

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

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

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

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

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

Рис.3. Послеаварийная схема по 1-ому сценарию расчета • Сценарий расчета 1 - которое замыкание на линии 1-2 с последующим ее отключении релейной защитой. При отключении линии от основного пункта питания система электроснабжения разделяется на шесть «островов» (А, Б, В, Г, Д, Е), которые будут работать независимо друг от друга и автономно от основной электрической сети в послеаварийном режиме; часть узлов остальной части схемы (узлы 2-21; 43,44, 53-57 и 113-128) оказались обесточенными. На рис. 3 представлена схема формирования «островов» для сценария расчета № 1. Границы «островов» зависят от значений нагрузки в узлах в соответствии с графиками нагрузки потребителей и обеспечивают самое большое количество потребителей, которые могут подключиться к сети (получать электроэнергию от сети).

Результаты расчетов послеаварийных состояний «островов» для сценария 1 в шести «островах» А, Б, В, Г, Д, Е при использовании алгоритма рис.2 (операция 8 на рис.1) представлены на рис.4-9, соответственно, диаграммами уровней напряжений в узлах. Сплошными горизонтальными линиями показаны допустимые пределы изменения напряжений. Для обеспечения условия по отклонению частоты необходимо отключить от сети: в «острове» А- 3 потребителя - 50, 51, 52, и в этом случае значение активной мощности распределенного генератора фиксируется значением: Рг = 7,5 МВт (начальное значение Рг = 6,5 МВт), в «острове» Б - 6 потребителей -68, 69, 87, 88, 89, 90, и в этом случае значение активной мощности распределенного генератора фиксируется значением: Рг = 5,6 МВт (начальное значение Рг = 4,8 МВт); в «острове» В - одного потребителя - 106, и в этом случае значение активной мощности распределенного генератора фиксируется значением: Рг = 7,2 МВт (начальное значение Рг = 6,0 МВт); в «острове» Г- 4 потребителя - 108, 109, 112,129, и в этом случае значение активной мощности распределенного генератора фиксируется: Рг = 6,6 МВт (начальное значение Рг = 5,5 МВт); в «острове» Д-

одного потребителя: 181, и в этом случае значение активной мощности распределенного генератора фиксируется значением: Рг= 5,7 МВт (начальное значение Рг = 4,8 МВт); а в «острове» Е - необходимо увеличить мощность распределенного генератора, и в этом случае, значение активной мощности распределенного генератора фиксируется: Рг =5,РМВт (начальное значение Рг = 5,0 МВт). Видно, что по-слеаварийный режим в части уровней напряжений в узлах «островов» является допустимым. Частота и токи линий в «островах» также в допустимых пределах.

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

148 149 150 131 152 153 154 155

Рис.8. Результаты расчета величин напряжений в «острове»/?

.....;.........;.. и, (кВ)

.....;.....£ ... Д..:..И

. рШм

165 166 1 67

Рис.9. Результаты расчета величин напряжений в «острове» Е • Сценарий расчета 2 - которое замыкание на линии 111-129 с последующим ее отключении релейной защитой; в результате сформирована часть СЭС А, примыкающая к основному пункту питания и не потерявшая электроснабжения, и «остров» Б. На рис.10 представлена схема формирования «островов» для сценария расчета № 2. Часть СЭС А содержит 127 улов нагрузки, 3 распределенных генератора (РГ1, РГ2, РГЗ) и основной пункт питания, имеющий бесконечную мощность. «Остров» Б состоит из 53 улов и 3 остающихся распределенных генератора (РГ4, РГ5, РГ6).

130 131 132_133 134 135 137 139 140 141 143 ,

1—1---•---Г 136 ■ 155-1 ■ ,42 1а5И

154_<£2

—га—

160 158

-

149 151 48 150

163 ]64 165 166 168 170 172 174

157 156 «5 1М | 1(Я 179

177 Г76" 178

167 169 171] 173 1874

Рис.10. Послеаварийная схема по 2-ому сценарию расчета 19

Результаты расчетов послеаварийных режимов для сценария 2 в части СЭС А и «острове» Б (операция 8 на рис.1) представлены на рис.11 и рис.12 диаграммой уровней напряжений в узлах. Для обеспечения условия по отклонению частоты необходимо увеличить мощность распределенных генераторов в «острове» Б, и в этом случае значение активной мощности распределенных генераторов соответственно фиксируется значениями: РГ4 = 5,9 МВт, РГ5=5,7б МВт, РГб=6,0 МВт. Послеаварийный режим в части уровней напряжений в узлах и токов в линиях является допустимым.

1 5 Ю15 2О25ЭОЭ6««5Мйе0М70 7йе0е5»9$ 100-.и&110115-.20 1251в4

ЬЭМвБ У1Л»

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

и (кВ)

• ■ - -. ■ . —

•

: <

.1.1

--! "г -

1Э0 132 1 34 1381Э8 1401*21«'.МНЕ 1Я15215*156150 16С1621о*1&6 163 170172 17* 176 176 130 155187 помео у>пв

Рис.12. Результаты расчета величин напряжений в «острове» Б После аварии сеть разделена на «острова», для восстановления СЭС необходимо выполнить синхронизацию «островов» с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС. Для этого рассмотрены четыре условия: по частоте, по чередованию фаз напряжений, по величинам напряжений и по значениям фаз напряжений. При использовании алгоритма рис.2 для определения по-слеаварийного состояния «островов» два условия (по частоте, по чередованию фаз напряжения) не требуется учитывать при рассмотрении процесса синхронизации «островов», а еще два остающиеся условия необходимо рассмотреть.

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

+ первый этап: восстановление работы линии 1-2 с включением выключателей, находящихся на этой линии. После этого этапа несколько потребителей СЭС отказываются подключенными к сети (потребители: 2-21; 53-57);

+ второй этап: реализация регулирования тока возбуждения генераторов, изменения углов роторов генераторов в «островах» А, В, Г для обеспечения условий по величине напряжения и по значению фазы напряжения. Видно, что для выполнения синхронизации «островов» с основным пунктом питания надо использовать выклю-

чатели на линиях. При выполнении этого шага необходимо проверить условия по напряжению на клеммах остающегося отключенным выключателя на каждой линии;

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

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

+ пятый этап: синхронизация «островов» Б, Д с основным пунктом питания. После реализации третьего и четвертого этапов включаются выключатели на линиях: 65-66 для синхронизации «острова» Б с основным пунктом питания, 130148 для синхронизации «острова» Д с основным пунктом питания.

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

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

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

1 10 20 30 40 50 60 70 00 90 IX 110 120 1 30 1 40 1 50 160 1 70 1 60 1 87 номев узла

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

После синхронизации «островов» с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС к восстановленной схеме необходимо подключить погашенные части СЭС (узла со 113 до 128 в сценарии расчета № 1), не попавшие послеаварийном состоянии системы в «острова», и восстановить питание нагрузки внутри синхронизированных «островов» (в сценарии расчета №1 еще имеются 14 потребителей, отключенных от сети: 50, 51, 52 (в «острове» А), 106 (в «острове» Б), 68, 69, 87, 88, 89, 90 (в «острове» В), 108, 109, 129 (в «острове» ^ 181 (в «острове» Д), а потребитель 112 подключен к сети). Результаты расчетов установившегося режима сети после восстановления питания нагрузки внутри синхронизированных «островов» представлены на рис.15 диаграммой уровней напряжений в узлах. Видно, что уровни напряжений в узлах в пределах нормы. Во втором сценарии расчета нет потребителей, не получающих электроэнергию в послеаварийном режиме, поэтому операция подключения погашенных частей СЭС здесь fie требуется.

Рис.15. Результаты расчета напряжений в узлах после восстановления Процесс восстановления системы электроснабжения может выполняться по разливным вариантам. Рациональный вариант является вариантом, который имеет минимальный суммарный недоотпуск электроэнергии потребителям и минимальное время восстановления СЭС.

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

+ первый вариант: процесс восстановления СЭС выполнен как рассмотрено выше, т.е. для восстановления СЭС сначала необходимо восстановить работу линии 1-2 с включением выключателей, находящихся на этой линии, следующий шаг -синхронизировать «острова» А, В, Г с основным пунктом питания. Потом реализуют

синхронизацию «островов» Б, Д с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС, после этого выполняют синхронизацию последнего «острова» Е с основной сетью. И последний этап выполняют подключением погашенных частей СЭС, не попавших в «острова», и восстановлением питания нагрузки внутри синхронизированных «островов».

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

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

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

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

Рнп

(МВт) 60 _

55

50 :

45

40;;

35

30 :

25:;

20

15

10 _

5

0 -

К

-1--1-- -

з ТФ

3

10 11 12 13

5 6 7 8 9 Шаги восстановления Рис. 16. Результаты оптимизации процесса восстановления СЭС

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе получены следующие основные результаты:

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

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

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

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

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

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

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

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

ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Научные статьи, опубликованные в изданиях по списку ВАК

1. Воропай Н.И., Буй Динь Тхань. Восстановление системы электроснабжения с распределенной генерацией после крупной аварии // Промышленная энергетика, 2011, № 8.

Публикации в других изданиях

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

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

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

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

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

Отпечатано в ИСЭМ СО РАН 664033, Иркутск, ул. Лермонтова, 130. Заказ 135. Тираж 100 экз.

\

Введение.

Глава 1. Характеристика проблемы и постановка задачи диссертации. ю

1.1. Особенности систем электроснабжения, содержащих распредел енную генерацию. . Ю 1.2. Аварийные ситуации в системах электроснабжения с распределенной генерацией:.

1.3. Анализ процесса восстановления системы электроснабжения« пршналивди распределенной генерации 1.4. Состояние исследований по проблеме восстановления систем электроснабжения с распределенной генерацией.

1.5. Методы расчета установившихся режимов систем электроснабжения.^.

1.6. Концепция "Smart? Grid" и проблема1 восстановления систем электроснабжения

1.7. Йостановка задачи диссертации . . 4/7:

1.8 ; . Выводы по главе 1 . .49-'

Глава 2. Методические основы и методы восстановления систем электроснабжения с распределенной генерацией

2.1. Общая схема процесса восстановления систем электроснабжения с распределенной генерацией

2.2. Определение допустимых послеаварийных состояний «островов» .:.

2.3. Синхронизация «островов» с: основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС.69' г 2.4. Подключение погашенных частей СЭС, не попавших в «острова», и восстановление питания нагрузки внутри синхронизированных «островов»

2.5: Bbi6op рационального процесса восстановления системы электроснабжения с распределенной генерацией

2.6. Принципы реализации технологии восстановления системы электроснабжения с распределенной генерацией на основе мульти-агентного подхода.

2.7. Выводы по главе 2.

Глава 3. Исследование процессов восстановления системы электроснабжения района Ми Хао провинции Хынг Иэн Вьетнама.

3.1. Характеристика электроэнергетических систем Вьетнама и его провинции Хынг Иен.

3.2. Определение допустимых послеаварийных состояний «островов» СЭС района Ми Хао провинции Хынг Иэн.

3.3. Выполнение синхронизации «островов» с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС района Ми Хао. 104 \

3.4. Реализация подключения погашенных частей СЭС района

Ми Хао, не попавших в «острова».

3.5. Выполнение восстановления питания нагрузки внутри синхронизированных «островов» СЭС района Ми Хао.

3.6. Выбор рационального процесса восстановления системы электроснабжения района Ми Хао.

3.7. Выводы по главе 3.

Актуальность проблемы. Энергетические проблемы в последние годы стали одними из важнейших мировых проблем, которые непосредственным образом затрагивают многие страны. Ограничения в наращивании генерирующих и передающих мощностей с использованием традиционных применяемых технологий сдерживают не только развитие промышленности; но и» социальное развитие.

Последние десятилетия минувшего и первые годы-XXI века для многих стран стали периодом напряженного поиска новых энергетических ресурсов, который продолжается« до настоящего времени. Проблемы-связаны, со, спросом на электроэнергию, который значительно опережает прирост генерирующих мощностей, экологическими, опасностями, связанными с громадными масштабами сжигания органического топлива. В последнее время для многих стран острог стоит вопрос энергетической безопасности. Поэтому в мировой практике распределенную генерацию; рассматривают как одно из важных средств обеспечения энергетической безопасности и решения? энергетических проблем в целом.

В большинстве страна стремятся использовать распределенную генерацию как экологически чистый возобновляемый источник энергии. Для некоторых стран использование распределенной генерации имеет огромное значение также и как автономный источник энергии для удаленных от основных сетей районов сельской местности.

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

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

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

Появление распределенной генерации в распределительной сети придает ей новые свойства, но и создает новые проблемы. Одна из важных проблем — оценка послеаварийного состояния отделившихся автономных частей систем электроснабжения (СЭС)- «островов» и восстановление СЭС с распределенной генерацией после крупной-аварии. Требуется разработка новых методов для анализа послеаварийных режимов работы систем электроснабжения, включающих распределенную генерацию, работоспособности оборудований и т.п. Среди .всего большого комплекса задач большое значение имеют задачи- исследования- принципов восстановления - систем электроснабжения; содержащих распределенную генерацию, после крупной аварии и методов решения соответствующих задач. Перечисленными важнейшими проблемами определяется актуальность настоящего диссертационного исследованиям

Целью данной работы является разработка принципов восстановления систем электроснабжения с распределенной генерацией и методов решения соответствующих задач.

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

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

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

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

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

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

6)-Разработка принципов реализации технологии восстановления системы электроснабжения с распределенной генерацией;

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

Для решения поставленных в диссертации задач применены: методы системного анализа, методы выбора решений, методы расчета и оптимизации режимов работы систем электроснабжения.

Научные результаты. В диссертации получены и выносятся на защиту следующие научные результаты:

• Разработана общая схема процесса восстановления систем электроснабжения с распределенной генерацией и проанализированы операции при выполнении восстановления системы электроснабжения с распределенной генерацией;

• Разработан и исследован алгоритм определения допустимых послеаварийных состояний «островов с использованием итерационного метода Ньютона в сочетании с минимизацией суммарных потерь активной мощности в сети;

• Разработаны и исследованы условия и процесс синхронизации «островов» с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС при восстановлении после аварии в сети;

• Разработан и исследован процесс подключения погашенных частей СЭС, не попавших в «острова», к системе электроснабжения с распределен ной генерацией;

• Разработан« и исследован' процесс восстановления! питания; нагрузки, внутри синхронизированных «островов»;

• Разработаны принципы оптимизации процесса восстановления и реализации технологии восстановления системы электроснабжения с распределенной 'генерацией на< основе мульти-агентного подхода;

Использование полученных в; работе результатов обеспечит повышение эффективности работы распределительных сетей, снизит время перерыва питания электроэнергией потребителей и поэтому увеличит надежность систем-электроснабжения-.

Основные положения диссертации и отдельные ее части докладывались и обсуждались,на Всероссийской научно-технической конференции "Повышение эффективности производства и использование энергии в условиях Сибири", Иркутск, 2009 г., 2010 г. и 2011 г.; Всероссийской научно-практической конференции "Научная инициатива иностранных студентов и аспирантов российских вузов", Томск, 2011 г., конференции молодых ученых ИСЭМ СО РАН, Иркутск, 2011 г. По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе одна работа в реферируемом издании из; списка ВАК. ^ , ■ . . ' Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литерат туры и 4 приложений.

1.8. Выводы по главе I

В первой главе приведен обзор современного состояния использования распределенной генерации. Так, энергетический кризис семидесятых годов

XX века привел к тому, что в западных странах перестала наблюдаться тенденция к максимальной централизации электроснабжения. С этого периода начала интенсивно развиваться распределенная генерация. Источники распределенной генерации базируются на энергетических установках, использующих процессы сжигания топлив (мини газотурбинные и парогазовые установки, на биомассе и др.), а также возобновляемые природные ресурсы (мини-ГЭС, ветроустановки и др.). При-работе в системе распределенная генерация' подключается на низких напряжениях (6-10-35 кВ) в распределительной сети.

При наличии распределенной генерации в системах электроснабжения возникают изменения в свойствах этой электрической сети, распределенные генераторы влияют на работу релейной защиты и автоматики. Для оценки этих влияний рассмотрены аварийные ситуации в системах электроснабжения с распределенной генерацией.

После аварии система электроснабжения разделяется на несколько «островов», процесс восстановления« этой- системы включает множество состояний, (ситуаций) и дляг каждой конкретной* послеаварийной ситуации существует некоторое множество стратегий (путей) восстановления СЭС.

Проблема восстановления СЭС после аварии рассматривается многими учеными в мире. Их исследования- о проблемах восстановления» СЭС после аварии рассмотрены и проанализированы. Из этого анализа состояния проблемы восстановления СЭС после аварии с учетом ее особенностей в диссертации показывается, что проблема восстановления, системы электроснабжения с распределенной генерацией после аварии является актуальной; имеющей важное самостоятельное значение.

Для решения задачи определения установившего режима работы распределительной сети после аварии, необходимо использовать итерационные методы. В последнее время наибольшее распространение получили два метода: метод Ньютона и метод Гаусса- Зейделя, позволяющие решить задачу расчета установившего режима системы электроснабжения с распределенной генерацией. Наиболее предпочтителен метод Ньютона.

В настоящее время интеллектуальные сети в мировом энергетическом сообществе занимают особое место. Наиболее перспективным направлением для формализации задачи восстановления СЭС после аварии является использование концепции "Smart Grid" в сочетании с методом искусственного интеллекта - мутиль-агентным походом. Основные положения концепции "Smart Grid" для восстановления СЭС детально рассмотрены в этой главе.

Сформулированы задачи диссертации.

ГЛАВА 2

МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И МЕТОДЫ ВОССТАНОВЛЕНИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ С РАСПРЕДЕЛЕННОЙ

ГЕНЕРАЦИЕЙ

2.1. Общая схема процесса восстановления систем электроснабжения, с распределенной, генерацией

Схема взаимосвязей этапов (операций) восстановления, отражающая, стратегию деятельности персонала после аварийной ситуации, показана на рис 2.1. Эта схема характеризует общую картину процессов восстановления систем электроснабжения с распределенной генерацией, конкретные ситуации являются частными случаями реализации этой схемы и содержат определенные наборы действий в зависимости от последствий аварии. Представленная на рис. 2.1 схема является развитием и конкретизацией применительно к рассматриваемому случаю известных схем восстановления, электроэнергетической системы на уровне электрической сети сверхвысоких напряжений и крупных электростанций, предложенных в [17,18,82].

Составляющие процесса восстановления СЭС, представленного на рис. 2.1, можно условно разбить на три группы. В первую группу входят операции 2-7, не имеющие системного характера и решающие некоторые локальные проблемы, не требующие сложных алгоритмов для их решения. Эти операции являются в определенном смысле подготовительными. Операция, 1, хотя и имеет в некоторой мере системный характер, также является подготовительной для рассматриваемого процесса восстановления СЭС и составляет вторую группу. Операции 8-12, составляющие третью группу, имеют системный характер и требуют применения системных методов определения соответствующих решений. Такие методы и рассматриваются далее в данной работе.

1Л Ю

Рис 2.1. Схема восстановления систем электроснабжения с распределенной генерацией после аварий.

После аварии распределительная сеть разделяется на несколько частей («островов»). Границы «островов» зависят от значений нагрузки в узлах в соответствии с графиками нагрузки потребителей. Для восстановления нормального режима работы сети сначала необходимо оценить параметры по-слеаварийного состояния «островов».

Оценка послеаварийного состояния СЭС (операция 1 на рис.2.1) включает ряд составляющих, основными из которых являются:

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

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

- оценка состояния работоспособности объектов в различных частях системы в смысле наличия, поломок, разрушений и возможности объекта выполнять свои функции хотя бы в частичном1 объеме;

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

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

Причинами аварий в СЭС являются короткое замыкание или другие аварийный ситуации: Поэтому для процесса восстановления СЭС после оценки ее реального состояния в послеаварийной ситуации требуется при необходимости выполнить восстановление работоспособности основного пункта питания с примыкающей к нему частью СЭС (операция 2), работоспособности распределенной генерации (операция. 3). Необходимо проверить возможность работоспособности и набора нагрузки генерацией. Для проведения этой проверки необходимо выяснить величины .напряжений и частоты «островов».

После аварии в «островах» остаются несколько коммутационных аппаратов, которые могут редко использоваться в нормальном режиме СЭС, но в процессе восстановления необходимо использовать, следовательно требуется проверить их работоспособность при восстановлении СЭС (операция 4).

После аварии несколько частей системы могут быть отключены от системы, то есть несколько фрагментов сети не включены в «острова»; в частности, фрагменты сети 21-23, 5-6, 61-62 на рис 1.2. В* этом случае необходимо выполнить восстановление их работоспособности (операция 5), т.е необходимо проверить работоспособность этих частей после аварии и обеспечить коммутационные переключения для обеспечения готовности работы (например: АПВ, АВР и.т.д.). Кроме того, необходимы подготовка обесточенных участков сети для коммутационных (операция 6), а также восстановление питания нагрузки в «островах» (операция 7).

После выполнения этих этапов и обеспечения технических условий продолжается восстановление частоты, и напряжения до значений, близких к номинальным на уровне безопасных режимов в «островах» (операция 8), алгоритм реализации которого изложен ниже. Для решения этой проблемы необходимо выполнить проверку допустимых условий для частоты, напряжений и токов в «островах». При этом, если требования допустимости не выполняются, используют управляющие устройства оставшихся в работе участков СЭС для изменения.частоты в необходимом направлении (уменьшение мощности потребителей при низкой частоте и уменьшение мощности генерации при высокой частоте). Определенные меры могут быть использованы для восстановления СЭС и обеспечения уровней напряжений, а также токов по линиям.

После этого осуществляется переход к выполнению восстановления СЭС путем синхронизации «островов» с основным пунктом питания или с примыкающей к нему частью СЭС (операция 9). Чтобы выполнить этот процесс, необходимо выполнить коммутационные переключения в необходимых точках и восстановить питание потребителей. Мощности распределенной генерации не должны увеличиваться до тех пор, пока потребители не готовы к приему электроэнергии.

С отключением фрагментов сети некоторые потребители отключаются от системы, например, потребители 21, 22, 23, 5, 6, 61, 62 на рис.1.2. После аварии эти потребители не попали в «острова», поэтому надо подключить их к сети" СЭС (операция 10). На рис 1.2 в качестве примера процесс подключения, потребителей и «острова» к основному пункту питания может быть следующим. Сначала подключается «остров» Б к сети основного пункта питания и поочередно потребители 21, 22, 23 и потом «остров» В, и.т.д. Поэтому на схеме (рис 2.1), операции 9 и 10 могут выполняться-циклически.

Когда выполняют восстановление частоты и напряжения в «островах» (операция 8), может оказаться, что мощности распределенных генераторов не хватает для питания всех-потребителей, поэтому для обеспечения качества электроэнергии необходимо отключать неответственные электроприемники в зависимости от категории (электроприемники« третей категории). Поэтому после полного восстановления схемы СЭС необходимо восстановить питание этих потребителей внутри синхронизированных «островов» (операция 11).

Последней операцией (операция 12) является реконфигурация схемы СЭС с точки зрения требований,нормального режима - минимума потерь активной мощности, максимума надежности и др:

Итак, процесс восстановления СЭС с распределенной генерацией после аварии включает множество состояний: В, результате реализации процесса восстановления, системы, с учетом перечисленных его особенностей- СЭС с распределенной генерацией переводится в конечное состояние, соответствующее исходному или несколько сниженному уровню функционирования системы (этот уровень определяется степенью и характером физических повреждений оборудования).

Время процесса восстановления СЭС зависит от готовности работы электрооборудования, существующего в СЭС; готовности потребителей; допустимого времени существования аварийных ситуаций в СЭС; готовности персонала к выполнению действий по переводу из одного состояния в другое состояние в процессе восстановления СЭС; возможности сочетания процесса восстановления сети и потребителей; инерционности процесса перевода из данного состояния в другое состояние в процессе восстановления СЭС.

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

2.2. Определение допустимых послеаварийных состояний «островов».

После подготовительных операций 1, 3, 4 и 7 необходимо восстановить в «островах» уровни частоты, напряжений в узлах и токов по' связям до допустимых значений (операция 8 на рис.2.1). Эта задача решается-с помощью алгоритма,, представленного на рис.2.2. Дадим некоторые пояснения к этому алгоритму.

Каждый потребитель должен обеспечиваться качественной электроэнергией и должно выполняться условие работы проводов по допустимому нагреву. Качество электроэнергии определяется отклонениями напряжения, № частоты, симметрией трехфазного напряжения, формой кривой напряжения. Наиболее важными показателями являются отклонения напряжения и частоты.

1. Рассматривается относительная величина отклонения частоты от номинального значения по выражению:

А/ = Г /ном , (2.1) ном где: /ном - номинальная частота тока (/нш =50 Гц); /- частота тока в момент расчета.

Для определения качества электроэнергии по частоте используется следующая формула: и/і<ии или -А/доп</у <Л/доп , (2.2) где: А/доп - допускаемое отклонение частоты.

Рис2.2. Алгоритм определения состояния СЭС после аварии

Между частотой и активной мощностью имеется связь, определяемая как [86]:

ЛР^кг^-.Рн , (2.3)

J ном где: kf - статический коэффициент нагрузи, Рн- суммарная активная мощность нагрузки системы, и

Р - Р

АР - г, (2.4) Р

1 г где: Рг- суммарная активная мощность генерации системы. Из выражений (2.10) - (2.4) следует, что для обеспечения качества электроэнергии по показателю частоты нужно: или Ртт =РГ- АРдоп <РН< Рпах =РГ+ ЛРдоп. (2.5)

2. Условия по отклонению напряжения определяются как: литах\<\лид0п |, (2.6) где: Дитах - максимальное отклонение напряжения в сети, Лидоп - допускаемое отклонение напряжения. 3 .Условия работы проводов по нагреву определяются как:

2-7) где: //,- ток в ветви у, 1дощ - допускаемый ток провода ветви у.

Как следует из схемы на рис.2.2, сначала проверяются условия по допускаемому отклонению частоты:

А/| ^\А/доп\> Т0 еСТЬ /т-т = /„ом - ¥доп ^ / ^ /шах = /ном + А/с>0„

Если / > /тах, то Рн <РГ, поэтому, чтобы обеспечить качество электроэнергии по показателю частоты, необходимо снижать мощность генерации в «острове» (Р;. 4 ); в обратном случае сначала используют возможную резервную мощность (недогрузки) генераторов: в нормальном режиме генераторы часто работают с нормальным уровнем мощности, но их предельная возможность выше: РГтах =(1,1 +1,2)РГном. Поэтому в случае выхода мощности генератора на ограничение (РГтах) принимается (Рг = РГтах). После этого шага, если это условие еще не обеспечено, нужно уменьшать мощности нагрузок по категориям электроприемников и обеспечению минимизации потерь активной мощности в сети. В программе определения послеаварийного состояния СЭС по методу-Ньютона процесс уменьшения мощности нагрузок выполнен следующим образом: на первом шаге: алгоритм ищет, есть ли-в сети электроприемники 3-ей категории или все уже отключены; если все, алгоритм начинает отключать электроприемники 2-ой категории. Если найдены необходимые электроприемники 3-ей категории, принимается этот вариант расчета. Если необходимый объем отключения электроприемников 3-ей категории найден, вычисляются суммарные потери астивной мощности» в сети. При переходе на другой вариант значения мощности этих электроприемников восстанавливаются.

На этом шаге имеются несколько вариантов, количество вариантов равно- количеству электроприемников 3-ей категории потребителей, и выбранный вариант является вариантом, который имеет минимальные суммарные потери активной мощности. на втором шаге: алгоритм сравнивает значение Рг со значением Рн-Если выражение (2.5) удовлетворяется, процесс расчета остановится; в обратном случае, процесс расчета будет повторен и расчет останавливается когда/>/„,„. в конце расчета, если / > /тах (то Рн < Рг ), тогда значение активной мощности балансирующего узла определяется как:

Р^ЛР.+^Рн.-ТРп (2-8) где: ЛРГ - суммарные потери активной мощности в сети;

Рн, - сумма активной расчетной мощности нагрузок; сумма активной мощности генераторов кроме балансирующого узла;

Следующим этапом алгоритма является проверка допустимости токов в линиях электропередачи по нагреву. Если / > 1доп, производится дополнительное отключение нагрузки (PHi) (по категориям электроприемников) в тех узлах «острова», к которым подходят перегруженные линии, процесс расчета выполняется, как отмечено выше.

Затем выполняется проверка допустимости отклонений напряжений в узлах «острова»: \AUmax\ > \AUàon\, то есть U > Umax = UH0M + AUдоп или U<Umm=UH0M-AUà0n.

Когда U > Umax, то чтобы обеспечить качество электроэнергии по показателю напряжения, нужно уменьшать реактивную мощность генераторов «острова» (Ог 4') за счет снижения тока возбуждения генератора ( 1воз Когда этот ток уменьшается, напряжение на шинах генератора уменьшается-соответственно. Однако, значение реактивной'мощности меняется в пределах (Qfmm <Qr <Qrmax), значение напряжения на шинах генератора может изменяться соответственно. Процесс изменения реактивной'мощности генераторов выполняется следующим образом: 1-ый шаг: уменьшают реактивную мощность до минимального значения Qrmm и параллельно проверяют условие по напряжению

U <и<и ).

V тт — — тах s 2-ой шаг: реактивная мощность генератора «острова» фиксируется Qr - Qrmm ■> а условие по напряжению еще не обеспечено, тогда надо увеличивать активную и реактивную мощность нагрузок (Рн Т,QH Т), которые были отключены от сети при проверке условия1 по частоте. Изменение значения мощности нагрузок будет менять потоки мощности линий и значение в выражениях (2.5) и (2.7), поэтому надо вернуться проверить условия по частоте и токам.

В обратном случае необходимо увеличивать выработку реактивной мощности генератором (<2Г Т) за счет увеличения тока возбуждения генератора {1воз Т). Когда этот ток увеличивается, напряжение на шинах генератора увеличивается- соответственно. Процесс изменения реактивной мощности генераторов выполняется, как: 1-ый шаг: увеличивают реактивную мощность до максимального значения 0Гтах и параллельно проверяют условие по напряжению и <и<и ).

V тт — — тах / 2-ой шаг: реактивная мощность генератора «острова» фиксируется Ог = 0Гтах а условие по напряжению еще не обеспечено, тогда надо уменьшать активную и реактивную мощности нагрузок (Рн 4-) с учетом.кате-горийности' электроприемников. Изменение значения мощности нагрузок будет менять потоки мощности линий и* значения в выражениях (2.5) и (2.7), поэтому надо вернуться.и проверить условия по частоте и токам.

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

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

Условие допустимости режима в «острове» по уровню частоты является приоритетным по отношению к условиям по напряжениям в узлах нагрузки и токам в линиях. При этом может оказаться, что допустимые уровни напряжений и токов в «острове» несовместимы, т.е. электрический режим при заданных ограничениях на напряжения и токи не существует. Тогда итерационный процесс по алгоритму, представленному на рис. 2.2, не будет с?:?содить-ся. Для контроля сходимости итерационного процесса в алгоритме^ предусмотрен счетчик итераций к. Если к>кзадан, ограничения по уровням гаг^а.хтряже-ний отменяются и итерационный процесс заканчивается после выгколнения условий допустимости режима по токам в линиях.

После отключения главного пункта питания «остров» работает!? автономно, безi связей? с другими. В этом- случае5 его структура и napaMes-iirpbi per жима работы могут меняться.

Для решения? задачи4 определения? состояния СЭС после отклсЕОчешш основного? пункта питания и выполнения этого алгоритма (рис. 2.2Г> важно определить параметры режима работы СЭС, основные из них - это tozecl, потоки активной и реактивной мощностей5 в линиях, напряжения в узлах:.» uviакси-мальные потери напряжения; суммарные потери активной и реакгз^ивной мощностей, в сети. Расчет электрического режима в «острове» па каясдз£«з:м шаге .алгоритма выполняется' методом Ньютона при; представлении эле^сггриче-ской сети;системой уравнений узловых напряжений; при этом, нагруз^сия учитываются < статическими характеристиками по напряжению.

При; определении^ потоков мощности обычно заданы значения: активных и реактивных мощностей нагрузок. Генераторы должны обеспечг^з:ть эти нагрузки, а также активные и реактивные потери мощности в сети. jpacne-тах по методу Ньютона для решения этой задачи необходимо выбрать» балансирующий узел, который является балансирующим источником moixj^itocth. Для этого узла надо определить активную и реактивную мощность.

1 Гроблема влияния напряжения на потребителей рассмотрена в этой задаче. Зависимость между напряжением и мощностью определяется моделью нагрузки и для бытовых, промышленных и коммерческих нагрузок и jiljphhh-мается по [87,88]. Модель нагрузки можно записать как: p-pj;." с2-9) где: Роі и Q0¡ - активная и реактивная мощности, когда £/ = 11 ном.

В случае постоянной мощности нагрузок, что часто используется в исследованиях потокораспределения, считается а — ¡5 = 0. Типовые значения активного и реактивного коэффициентов в настоящей работе для бытовых, промышленных и коммерческих нагрузок даются в таблице 2.2.

1. Гавриш О. Малая энергетика // ГазетаИА, февраль 15, 2006.

2. Ванчугов В.В. В поисках новых энергий // Washington ProFile, февраль 11, 2004.

3. Заддэ В.В, ВИЭ, мини-ТЭЦ и будущее энергетики России // Энергия: экономика, техника, экология, 2005; № 9.

4. Вороиай Н.И. Предпосылки и перспективы развития распределенной генерации в электроэнергетических системах // Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов. Сб. докл. Все-рос. н.-т. конф:, Благовещенск, октябрь 5-7, 2005.

5. Счастливцева М;, Нетрадиционная энергетика // Передовой зарубежный опыт, 2004, № 1.

6. Щелоков Я.М. Распределенная генерация // Новости теплоснабжения, 2004, №3. .

7. Шейдлин А.Е., Некоторые проблемы энергетики // Энергия, 2005,8.

8. Резник Г. Малая энергетика как средство решения больших проблем // ТЭК: энергия правильных решений, июль 21, 2002:

9. Шпильрайн Э:Э., Нетрадиционные возобновляемые источники энергии // Энергия, 1997, № 5.

10. Безруких П.П. Энергоэфективность и развитие возобновляемой энергетики // Академия Энергетики, 2010, №4.

11. Елистратов В.В. Опыт внедрения ВИЭ в мире и России: // Академия Энергетики, 2010, №2.

12. Наумов Ф.И., Заддэ В.В., Солнечная электростанции сегодня и завтра // Энергия, 2006, №6.

13. Renewable Energy Policy Network for 21st Century- Renewable 2010 Global Status Report, 80p at http://www.ren21.net/.

14. Анализ мирового рынка дизельного топливав 2006-2010 гг, прогноз на 2011-2015 гг., 58 с; at htw//:businesstat.ru.

15. Федосеев A.M., Федосеев М.А. Релейная защита электроэнергетических систем. М.: Энергоатомиздат 1992, 521 с.

16. Винославский В.Н., Пивняк Г.Г., Несен Л.И., Рыбалко А.Я., Прокопенко В.В. Переходные процессы в системах электроснабжения. Киев: «Вища школа», 1989, 421 с.

17. Knight U.G. System Restoration Following a Major Disturbances // Electra, 1986, No.106, p.33-61.

18. Воропай Н.И., Кроль A.M., Калентионок E.B., Негневицкий M.B. Восстановление электроэнергетических систем после крупных аварий (Принципы и методические средства). М.: Информэнерго, 1991, 52 с.

19. Hadzi-Kostova В., Styczynski Z. Network Protection in Distribution Systems with Dispersed Generation // IEEE Trans, and Distrib. Conf., 2005//2006, Dallas, USA, 6 p.

20. Karen L., Purryand M.M.B. Impact of Distributed Generators on Protective Devices in Radial Distribution Systems // IEEE Trans, and Distrib. Conf., 2005//2006, Dallas, USA, 2 p.

21. Wu C.X., Wen F.S., Lou Y.L. The Existed Problems and Possible Solutions of Micro-grid Based on Distributed Generation // IEEE PES DRPT, 6-9 April 2008, Nanjing, China, 6 p.

22. Chowdhury S.P., Chowdhury S., Crossley P.A., Ten C.F. UK Scenario of Islanded Operation of Active Distribution Networks A Survey // IEEE PES GM, July 20-24, 2008, Pittsburgh, USA, 6 p.

23. Javadian S.A.M., Haghifam M.R., Rezaei N. A Fault Location and Protection Scheme for Distribution Systems in Presence of DG Using MLP Neural Network // IEEE PES GM, 26-3 0V July, 2009, Calgary, Canada, 8 p.

24. Martinez J.A., Arnedo J.M. Impact of Distributed1 Generation on Distribution Potection and Power Quality // IEEE PES GM, 26-30 July, 2009; Calgary, Canada, 6 p.

25. Butler-Purry K.L., Funmilayo H.B. Overcurrent Protection Issues for Radial Distribution System with Distributed Generators // IEEE PES GM, 26-30 July, 2009, Calgary, Canada, 6 p.

26. Mahat P., Chen Z., Bak-Jensen B. Review of Islanding Detection Methods for Distributed Generation // IEEE PES DRPT, 6-9 April, 2008 Nanjing, China, 6 p.

27. Katiraei F., Abbey C., Tang S., Gauthier M. Planned Islanding on Rural Feeders Utility Perspective // IEEE PES GM, July 20-24, 2008, Pittsburgh, USA, 6 p.

28. Perera N., Rajapakse A.D., Buchholzer T.E. Isolation of Faults in Dic-tribution Networks with Dictributied Generators // IEEE Trans. Power Delivery, 2008, Vol.23, No.4, pp. 2347-2355.

29. Ohno T., Yasuda T., Takahashi O., Kaminaga M., Imai S. Islanding Protection System Based on Synchronized Phasor Measurements and its Operational Experiences // IEEE PES GM, July 20-24, 2008, Pittsburgh, USA, 5 p.

30. Zhang Y., Mao M., Ding M., Chang L. Study of Energy Management System for Distributed Generation Systems // IEEE PES DRPT, 6-9 April, 2008 Nanjing, China, 5 p.

31. Chowdhury S.P., Chowdhury S., Ten C.F., Crossley P.A. Islanding Protection of Distribution Systems with Distributed Generators A Comprehensive Survey Report // IEEE PES GM, July 20-24, 2008, Pittsburgh, USA, 8 p.

32. Zeineldin H.H. Application Region of Frequency Relays for Distributed Generation // IEEE PES GM, July 20-24, 2008, Pittsburgh, USA, 5 p.

33. Lei Y., Graeme M.B., Anaya-Lara O., James R.M. A Study on Stability Enhancement of Distributed Generators // IEEE PES GM, July 20-24, 2008, Pittsburgh, USA, 7 p.

34. Jenkins N., Allan R., Crossley P., Kirschen D., Strbac G. Embedded Generation. Published by the Institution t of Electrical Engineers, London, United Kingdom, 2000, 188 p.

35. Antonis G.T., Nikos D.H. Centralized Control for Optimizing Micro-grids Operation // IEEE Trans. Energy Conversion, 2008, Vol.23, No.T, pp. 241248.

36. Xu Y., Xu X. Typical Scheme Designs of Distribution Network Automation for Northeast Rural Areas of China // IEEE PES DRPT, 6-9 April, 2008, Nanjing, China, 4 p.

37. Comassetto L., Bernardon D.P., Canha L.N., Abaide A.R. Sofware for Automatic Coordination of Protection Devices in Distribution System // IEEE Trans. Power Delivery, 2008, Vol.23, No.4, pp. 2241-2246.

38. Lim I.H., Kim Y.I., Lim H.T., Choi M.S., Hong S., Lee S.J., Lim S.I., Lee S.W., Ha B.N. Distributed Restoration System Applying Multi-Agent in Distribution Automation System // IEEE PESGM, July 20-24, 2008, Pittsburgh, USA, 7p.

39. Nagata T., Tao Y., Sasaki H., Fujita H. A Multi-Agent Approach to Distribution System Restoration // IEEE Trans. Power Delivery, 2007, Vol.22, No.4, pp. 2378-2385.

40. Емельянов B.B.1, Курейчик B.B., Курейчик B.M. Теория и практика эволюционного моделирования. М.: ФИЗМАТЛИТ, 2003, 403 с.

41. Vidal J.M. Fundamental of Multiagent Systems With NetLogo Examples, http://www.multiagent.com/, 2007, 155 p.

42. Dimeas A.L., Hatziargyriou N.D. Multi-agent Reinforcement Learning of Microgrids // IEEE PES GM, 25-29 July, 2010, Minneapolis, USA, 8 p.

43. Gil N.J., Lopes J.A.P. Exploiting Automatic Demand Response, Generation and Storage Capabilities For Hierarchical Frequency and Control in Isladed Multi-Microgrids // 16th PSCC, July 14-18, 2008, Glasgow, Scotland, 7 p.

44. Moreira C.L., Resende F.O., Pecas Lopes J.A. Using Low Voltage MicroGrids for Service Restoration // IEEE Trans. Power Syst, 2008, Vol.22, No.l, pp. 395-403.

45. Feltes J.W., Moran C.G. Black Start Studies for System Restoration // IEEE PES GM, July 20-24, 2008, Pittsburgh, USA, 8 p.

46. Ha Pham T.T., Besanger Y., Andrieu C., Hadjsaid N., Fontela M., En-acheanu B. A New Restoration Process in Power Systems with Large Scale of Dispersed Generation // IEEE Trans, and Distrib. Conf., 2005//2006, Dallas, USA, 6 p.

47. Augusto C.S., Alexandre C.B.D., Newton G.B. Energy Restoration for Large-Scale Distribution System using EA and a New Data Structure// IEEE PESGM, July 20-24, 2008, Pittsburgh, USA, 8p.

48. Adibi M.M., Nelson M. Power System Restoration Dynamics Issues // IEEE PES GM, July 20-24, 2008, Pittsburgh, USA, 8 p.

49. Pérez-Guerrero R.E., Heydt G.T. Distribution System Restoration via Subgradient-Based Lagrangian Relaxation // IEEE Trans. Power Syst., 2008; Vol.23, No.3, pp.1162-1169.

50. Wu J.S., Tomsovic K.L., Chen C.S. A Heuristic Search Approach to Feeder Switching Operations for Overload, Faults, Unbalanced Flow- and? Maintenance// IEEE Trans. Power Delivery, 1991, Vol.6, No.4, pp: 1579- 1586.

51. Moon Y., Clio B., Park H., Ryu H., Ha B. and Lim S. Fault Restoration Algorithm Using Fast Tracing Technique based on the Tree-Structured Database for the Distribution Automation System // IEEE PES Summer Meeting, Vol.1, July 2000, pp. 411 -415.

52. Huang C. Multiobjective Service Restoration of Distribution Systems Using Fuzzy Cause-Effect Networks // IEEE Trans. Power Systems, 2003, Vol.18, No.2, pp. 867-874.

53. Ke Y. Distribution Feeder Reconfiguration for Load Balancing and Service Restoration by Using G-Nets Inference Mechanism // IEEE Trans. Power Delivery, 2004, Vol.19, No.3, pp. 1426 1433.

54. Hsiao Y. T. and Chien C. Y. Enhancement of Restoration Service in Distribution Systems Using a Combination Fuzzy-GA Method // IEEE Trans. Power Delivery, 2000, Vol. 15, No. 4, pp. 1394-1400:

55. Delbem A.C.B., de Carvalho A. and Bretas N.G. Optimal Energy Restoration in Radial Distribution Systems Using a Genetic Approach and Graph Chain Representation // Electric Power Systems Research, 2003, 67(3), pp. 197-205.

56. Nagata T. and Sasaki H. An Efficient Algorithm for Distribution Network Restoration // IEEE PES Summer Meeting, Vol.1, July 2001, pp. 54-59.

57. Miu K.N., Chiang H.D., Yuan B. and Darling G. Fast Service Restoration for Large-Scale Distribution Systems with Priority Customers and Constraints // IEEE Trans. Power Systems, 1998, Vol.13. No.3, pp. 789- 795.

58. Успенский М.И., Кызродев И.В. Комплексный метод восстановления схемы электроснабжения потребителей распределительной сети // Электричество, 2002, №12, с 36-41.

59. Блок В.М., Электроэнергетические сети и. системы. ML: Высшая, школа, 1986, 432 с.

60. Сенди К. Современные методы анализа электрических систем. М.: Энергия, 1971, 360 с.

61. Тарасов В.И. Методы минимизации ньютоновского типа для расчета установившихся режимов электроэнергетических систем. Новосибирск: Наука, 2001, 167 с.

62. Тарасов В.И. Теоретические основы анализа установившихся режимов электроэнергетических систем. Новосибирск: Наука, 2002, 344 с.

63. Строев В.А. Электрические системы и сети в примерах и ислюст-рациях. М.: Высшая,школа, 1999, 352 с.

64. Grainger J.J., Stevenson W.D., Ж. Power System Analysis. McgRaw-Hill, Inc, 1994,814 р.

65. Song Y.H., Hatziargyriou N., Buta A. e.a. Electric power system, Vol.1. Electric networks; Edited by M.Eremia. Buceresti: Editura Academiei Romane, 2006, 826 p.

66. Воропай Н.И. Теория систем для электроэнергетиков. Новосибирск: Наука, 2000, 272 с.

67. European Technology Platform: Smat Grid Strategic Deployment Document for Euro's Electricity Networks of the Future, September, 2008.

68. Smart Grid System report, U.S. Department of Energy, July 2009, Accessed in January 2010,hhtp://www.oe.energy.sy/documentsandMedia/SGSRMain-090707 lowres.pdf

69. Smarter Grid: The Opportunity, Department of Energy and Climate Change, UK, December 2009, Accessed in January 2010,hhtp://www.decc.gov.uk/en/content.cms/what we do/us supply/network/smar t grid/smart grid, aspx

70. European Smart Grid: Technology Platform Vision and Strategy for European's Electricity, European Commission, 2006, Accessed in January 2010, hhtp://e. europa. eu/research/energy/pdf/smartgrid en. pdf

71. The Smart Grid: An introduction- Exploring^ the Imperative of Revitalizing America's Electric Inflatstructure, U.S. Department of Energy, Accessed in January 2010,hhtp://www, oe. energy. gv/documentsandMedia/DOE SGBook Single Pages, pdf

72. Кужеков C.C, Егоров В. Интеллектуальные технологии в распределительном электросетевом комплексе // ЭнергоРынок, 2010, № 6 (78).

73. Глушко С., Пикин С. Технологическая концепция SmartGrid облик электроэнергетики будущего // ЭнергоРынок, 2009; № 11 (72).

74. Reed G.F., Philip Р.А., Barchowsky A., Lippert C.J., Sparacino A.R. Sample Survey of Smart Grid Approachs and Technology Gap Analysis // IEEE PES Conf. on Innovative Smart Grid Technologios Europe, Gothenburg, Sweden, 11-13 October, 2010, 10 p.

75. Hamini V., Smith K.S., Wilson R.C. Smart Grid Technology Review Within the Transmission and Distribution Sector // IEEE PES Conf. on Innovative Smart Grid Technologios Europe, Gothenburg, Sweden, 11-13 October, 2010, 8 p.

76. Podmore R. Smart Grid Restoration Concepts // IEEE PES, 25-29 July 2010, Minneapolis, MS, USA, 8 p.

77. Adibi M.M., Editor. Power System Restoration Methodologies and Implementation Strategies // IEEE Press Series on Power Engineering, IEEE Press, 2000.

78. Samarakoon К., Ekanayake J., Wu J. Smart Metering and Self-heading of Distribution Networks // IEEE ICSET 2010, 6-9 Dec 2010, Kand, Sri Lanka, 5 p.

79. Успенский М.И., Кызродев И.В. Комплексный метод восстановления схемы электроснабжения потребителей распределительной сети // Электричество,' 2002, №12.

80. Горбунова JIM:, Портной M.F., Рабинович P.C., Совалов С.А., Тимченко В.Ф. Экспериментальные исследования режимов, энергосистем. М.: Энергоатомиздат, 1985, 448 с.

81. IEEE Task Force on1 Load Representation or Dynamic Performance// IEEE Trans. Power Syst, 1995, Vol.10, No.l, pp. 523-538.

82. Воропай Н.И.; Буй Динь Тхань. Восстановление системы электроснабжения с распределенной генерацией после крупной аварии // Промышленная энергетика, 2011, № 8.

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

84. Wind Energy Resource Atlas of Southeast Asia // The World Bank Asia Alternative Energy Program, September 2001, 116 c, http.V/siteresources.worldbank.ors/EXTEAPASTAE/Resources/xvind atlas complet e.pdf.

85. Планирование ресурса ветровой, энергии для производства электроэнергии прибрежных районов Вьетнама. Проект исследования «Консультативная и проекная фирма электроэнергетики № 3», 2006, Ньа Чанг, Вьетнам.