автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Развитие методов анализа надежности и эффективности функционирования больших транснациональных ЭЭС

На правах рукописи КУЧЕРОВ Юрий Николаевич

УДК 621.311

РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ АНАЛИЗА НАДЕЖНОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ БОЛЬШИХ ТРАНСНАЦИОНАЛЬНЫХ ЭЭС

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

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Санкт-Петербург 1998

Работа выполнена в Институте систем энергетики им. ак. Л.А. Мелентьева Сибирского отделения Российской академии наук

Официальные оппоненты:

— доктор технических наук, профессор В.В. Бушуев

— доктор технических наук, профессор Л.А. Кощеев

— доктор физико-математических наук, профессор Г.Н. Черкесов

Ведущее предприятие - АО «ЦДУ ЕЭС России»

Защита состоится ^ 1993 г. в часов на засе-

дании диссертационного совета Д.063.38.01 при Санкт-Петербургском государственном техническом университете (СПбГТУ) по адресу: 195251, г. С.-Петербург, ул. Политехническая, 29, главное здание, ауд. 325.

С диссертацией можно ознакомиться в фундаментальной библиотеке СПбГТУ.

Автореферат разослан_'__[V 1998 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Е.Н.Попков

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. На рубеже веков, с разрушением политического и экономического противостояния двух систем, открываются стратегические перспективы развития сотрудничества между Востоком и Западом с созданием Трансъевропейской и затем — Континентальной электроэнергетической системы. Развитие такой системы, при всепроникающем влиянии электроэнергетики в сферу человеческой деятельности и как ни в какой другой отрасли индустрии — капиталоемкости и инерционности в развитии, предполагает тесно связанные экономики государств, высочайшую степень политического доверия, развитого межгосударственного законодательства, является залогом технического прогресса и благосостояния людей.

Соседние электроэнергетические системы (ЭЭС) всегда объединяются, взаимовыгодно помогая и торгуя электроэнергией. Очевиден процесс закрепления и расширения тенденций к развитию объединений ЭЭС в Европе. Однако на этот процесс накладываются серьезные технические, экономические и административные ограничения, пересекаются политические и корпоративные интересы. Создаваемые десятилетиями объединения ЭЭС на Востоке и Западе различаются техническими условиями, стандартами и принципами работы. Разделение административными границами новых государств Единой энергосистемы (ЕЭС) б/СССР, созданной по критериям единого государства, не способствует устойчивой и надежной работе.

Значительные особенности привносит процесс либерализации электроэнергетических рынков в Европе с постепенным ослаблением демаркационных правил, акционирование, приватизация и разнообразие форм собственности в электроэнергетике, взаимопроникновение капитала, реструктуризация электрического сектора и др.

Данные процессы предопределяют все более высокую гибкость в нахождении путей и средств по интеграции ЭЭС; требует четкого понимания условий и преимуществ объединения для каждого партнера, формирования и справедливого распределения прибыли, возможность количественной проверки согласованных международных критериев и стандартов надежности больших ЭЭС. Необходимо выполнение полномасштабных научных исследований проблем развития электроэнергетических объединений в новой Европе, изучения тенденций, принципов и условий функционирования, разработки стратегии совместной работы, совершенствование методов оценки технико-экономической эффективности и надежности объединенных ЭЭС.

В свете указанных проблем решение комплекса задач, связанных с развитием методологической и алгоритмической базы для изучения системной эффективности объединения ЭЭС на взаимовыгодной и равноправной основе, исследования надежности протяженных ЭЭС и объектов представля-

ет крупную научно-техническую проблему, имеющую важное значение для управления функционированием и развитием национальных. ЭЭС, международных энергообъединений, разработки крупных энергетических проектов.

Значительный вклад в решение задач развития больших ЭЭС, исследования устойчивости и надежности их функционирования внесли советские ученые и специалисты: В.А. Андреюк, Д.А. Арзамасцев, В.А. Баринов, А.Ф. Бондаренко, О.В. Бритвин, JI.JI. Богатырев, В.В. Бушуев, В.А. Веников, Э.П. Волков, Н.И. Воропай, В.И. Горин, И.А. Груздев, Ю.Б. Гук, А.Ф. Дьяков, В.В. Ершевич, Т.Б. Заславская, А.Н. Зейлигер, A.C. Зеккель, Б.И. Иофь-ев, В.Г. Китушин, Ф.Л. Коган, Л.А. Кощеев, M.JI. Левинштейн, Э.С. Лукашев, Л.Г. Мамиконянц, В.З. Манусов, И.М. Маркович, Л.А. Мелентьев, Ф.Я. Морозов, П.С. Непорожний, В.В. Нечаев, O.A. Никитин, A.A. Окин, Е.И. Петряев, М.Г. Портной, А.Т. Путилова, М.Н. Розанов, Ю.Н. Руденко, Д.С. Савваитов, С.А. Совалов, В.А. Семенов, В.А. Строев, Х.Ф. Фазылов, Л.В. Цукерник, В.М. Чебан, Ю.Г. Шакарян, В.К. Щербаков, О.В. Щербачев и многие другие.

Целью диссертационной работы является совершенствование теории и методов расчета системной эффективности и надежности больших ЭЭС с учетом особенностей привносимых протяженным характером электрических сетей, иерархической структурой управления, стохастическим изменением условий работы, наличием элементов постоянного тока, действием системы противоаварийного управления и особенностями оперативной политики в национальных ЭЭС международных энергообъединений.

Исследования по данной проблеме проводились автором в соответствии с координационным планом АН СССР на 1986—1990 годы по теме 1.9.3.6.3 «Обеспечение надежности при управлении развитием и функционированием электроэнергетических систем», а также в соответствии с тематическими планами научно-исследовательских работ СЭИ СО РАН, отвечающими заданиям комплексной программы фундаментальных исследований ОФТПЭ РАН «Коренное повышение эффективности энергетической системы России» по разделу 1.9.3 и в рамках программы научных исследований по гранту РФФИ.

Основные решаемые задачи:

1. На основе изучения условий развития и функционирования электроэнергетических объединений Европы сформулировать основные принципы совместной работы и стратегические направления развития объединения ЭЭС по оси Восток—Запад; классифицировать преимущества совместной работы объединенных ЭЭС и сформулировать основной методический подход к их оценке.

2. Обосновать и разработать методические положения и алгоритмы исследования надежности больших ЭЭС и объектов с учетом пропускной способности электрических сетей, оперативной политики и действия средств

противоаварийного управления; разработать адаптивные алгоритмы коррекции электрических режимов в послеотказовых состояниях ЭЭС.

3. Разработать и усовершенствовать методы и алгоритмы моделирования электрических режимов сложных ЭЭС переменного/ постоянного тока применительно к расчетной оценке надежности ЭЭС с учетом иерархической структуры: электрическая сеть (разного класса напряжения) — объекты сети (в различной детализации), стохастическим характером изменения параметров режима и структуры системы; разработать модели подстанции, релейной защиты и противоаварийной автоматики.

4. Разработать принципы и алгоритмы топологического анализа иерархических ЭЭС; технологию адаптивного выбора и моделирования отказов оборудования ЭЭС во взаимодействии с методами анализа послеаварийных установившихся режимов и условиями выполнения расчетных исследований надежности ЭЭС

5. Сформулировать принципы построения, структуру и разработать многофункциональный программно-вычислительный комплекс нового поколения для расчетных исследований режимов и надежности ЭЭС.

Методы исследования базируются на теории моделирования ЭЭС и теории надежности технических систем; при проведении исследований использовались методы векторно-матричного анализа электрических режимов, регулирования и противоаварийного управления сложными ЭЭС, теория случайных многомерных функций, теория графов, оптимального управления, экспертных систем, комбинаторного анализа и ситуационного управления.

Достоверность научных положений и результатов, изложенных в диссертации, определяется многосторонним учетом большого числа факторов и условий развития ЭЭС и их объединений, адекватностью используемых математических моделей, опытом большого числа расчетов для тестовых схем и реальных ЭЭС различной структуры и размера, находящихся под управлением ЦЦУ ЕЭС России, ОДУ Урала, ОДУ Средней Волги, ОДУ Украины, ОДУ Казахстана, Венгерского энергетического треста и многих других; совпадением полученных в работе результатов с экспертными оценками специалистов, занимающихся эксплуатацией ЭЭС.

Научная новизна и основные положения выносимые на защиту.

1. Для решения поставленных задач потребовалась разработка новых методов и алгоритмов, и в целом, усовершенствование технологии исследования надежности больших ЭЭС с учетом пропускной способности. Предложен комплекс моделей и алгоритмов анализа балансовой и режимной надежности ЭЭС, принцип комплексного анализа надежности генерирующей передающей и распределительной частей ЭЭС с учетом пропускной способности.

2. Разработан метод анализа надежности схем выдачи мощности крупных электрических станций, как объектов внешней ЭЭС, привлекаемых к противоаварийному управлению. Предложена технология гибридных экспертных систем для настройки и моделирования ПА станционного уровня, алгоритмы выбора и дозировки УВ.

3. Определены и обоснованы основные направления развития Континентальной ЭЭС, условия и принципы совместной работы объединенной ЭЭС Восток—Запад.

4. Сформулированы принципы и критерии оценки эффективности объединения ЭЭС по техническим и экономическим условиям, включая эффект взаимопомощи, повышения надежности, особенности приграничных районов, повышение стабильности частоты, сокращения резервной и установленной мощности и др. Предложен метод оценки одной из основных составляющих системного эффекта — экономичных обменов электроэнергии с формированием и распределением прибыли среди партнеров объединения.

5. Предложена комплексная модель ЭЭС, включающая электрическую сеть и подстанции, дополненные моделью РЗ и ПА. Разработаны алгоритмы анализа, позволяющие на основе данной модели осуществлять моделирование на ЭВМ широкого круга задач, в т.ч. имитацию оперативных переключений в сопряжении с графической поддержкой, выполнение расчетов электрических режимов в принципиальных схемах ЭЭС, моделирование отказов оборудования сложного вида с отработкой действия основной и резервных РЗ, анализ надежности электрических сетей и ОРУ станций и др.

6. Получила развитие теория анализа установившихся режимов ЭЭС переменного/постоянного тока в иерархических ЭЭС при детерминированных и стохастических условиях изменения параметров режима и структуры системы на основе сходящихся рядов Тейлора; предложена технология анализа предельных режимов с автоматическим формированием траектории утяжеления, определения слабых мест и звеньев системы.

7. Разработаны принципы, адаптивные модели и численные методы автоматизированного выбора и моделирования внезапных отказов оборудования сложных ЭЭС; алгоритмы многоуровневого топологического анализа, коррекции послеаварийных режимов и ввода в допустимую область.

8. Предложены принципы построения, структура и осуществлена реализация промышленного ПВК нового поколения для IBM PC для исследования режимов и надежности ЭЭС на основе взаимодействия технологических программ, единой интерфейсной и информационной среды.

Практическая значимость и внедрение результатов работы.

Разработанные в диссертации теоретические положения и результаты исследований позволяют обобщить их как этап развития теории надежности больших электроэнергетических систем и как новое перспективное направ-

ление в обосновании технических решений по проблеме объединения ЭЭС на совместную работу.

Практическая значимость результатов работы заключается в том, что теоретические положения проработаны до уровня конкретных рекомендаций, принципов, использования в проектах развития энергетических объектов, концепции развития системообразующей сети ЕЭС, концепции создания АСДУ ЕЭС нового поколения, концепции внешней электроэнергетической политики России и др.

На основе методических разработок автора создан многофункциональный комплекс программного обеспечения нового поколения АНАРЭС для IBM PC, используемый для решения широкого класса задач оперативного управления и планирования развития ЭЭС в более чем 30 диспетчерских центрах энергосистем стран Содружества, научных и проектных организациях.

Апробация работы. Основные положения диссертации и отдельные ее разделы докладывались и обсуждались на Всесоюзных и Республиканских конференциях, совещаниях и симпозиумах, в том числе: на Всесоюзных научных семинарах «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» (Красноярск, 1984; Тюмень, 1985; Иркутск, 1986; Киев, 1987; Иркутск, 1990); «Имитационный подход в исследованиях систем энергетики (Ленинград, 1983; Фрунзе, 1985; Иркутск, 1986, 1988); «Информационное обеспечение АСДУ ЭЭС» (Иркутск, 1986; 1988); на Секциях развития и функционирования электроэнергетических и теплоснабжающих систем Научного совета ОФТПЭ АН СССР (Москва, 1986, 1988— 1991); на Всесоюзном совещании по устойчивости и надежности энергосистем СССР (Душанбе, 1989); на Всесоюзных совещаниях служб режимов ОДУ и энергосистем (Дивногорск, 1986; Махачкала, 1991; Пятигорск, 1993); представлялись на: Всесоюзных конференциях «Моделирование электроэнергетических систем» (Баку, 1982; Рига, 1987; Каунас, 1991); «Проблемы нелинейной электротехники» (Киев, 1984); «Проблемы разработки и внедрения экспертных систем» (Москва, 1989); на Международных конференциях — «Надежность и качество электроснабжения» (Гливице, 1986); «Проблемы развития и эксплуатации ЭЭС — ЭлЭнерго-88» (Варна, 1988); IEEE «Технология управления ЭЭС» (Пекин, 1990); CIGRE «Надежность электроэнергетических систем» (Монреаль, 1991); Международном симпозиуме по Мировой энергетической системе (Будапешт, 1992; Ужгород, 1993; Будапешт, 1994); Всероссийском симпозиуме «Энергетика России в переходный период» (Иркутск, 1995), 11-th Power System Computation Conference (Avignon, 1993); International Conference on East-West Gas and Electricity Interconnections (Budapest, 1994); IFPA International Conference (Moscow, 1994); World Energy Council-16th Congress (Tokio, 1995), UNIPEDE Second Conference on the Development and Operation of Interconnected Power System

(Budapest, 1996), IEEE PES Winter Meeting on the East and Central European Policy (New-York, 1995), IEEE PES Summer Meeting (Berlin, 1997), CIS-Energy Forum (Vienna, 1997), The Future of the Russian Utilities Market (Moscow,

1997), Central&Eastern European Power Industry Forum — CEEPIF 98 (Warsaw,

1998); обсуждались на технических советах, научных семинарах и научно-технических совещаниях ряда организаций и институтов (ЦЦУ ЕЭС, ОДУ Центра, Украины, Урала, Северо-Запада, Средней Волги; Ленэнерго, Крас-ноярскэнерго; Будапештэнерго и др.; СЭИ СО РАН, ИНЭИ, ЭНИН, СибНИ-ИЭ, СО ВГПИ и НИИ Энергосетьпроект, НЭТИ, СПбГТУ, Аахенском техническом университете (RWTH, Германия), Федеральном политехническом университете (EPFL, Лозанна), UNIPEDE/UCPTE международной рабочей группе экспертов по проблеме объединения электроэнергетических систем Восток—Запад (1991 — 1997 гг.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано более 120 печатных работ; из них четыре монографии (в соавторстве).

Объем работы. Диссертация состоит из введения, семи глав, заключения и приложений. Работа выполнена на 246 страницах основного текста, иллюстрирована 72 рисунками и 56 таблицами. Список использованной литературы содержит 314 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении освещается состояние вопроса, формулируются цель и задачи исследования, приводятся основные положения диссертации, выносимые на защиту.

Глава 1. Анализ условий функционирования объединенных ЭЭС Европы и направления развития Трансъевропейской ЭЭС

Развитие объединения электроэнергетических систем в Европе осуществляется по трем главным направлениям: Запад — Север — развитие связей между UCPTE и NORDEL, Балтийское энергетическое сотрудничество (BALTREL); Запад — Юг — развитие Средиземноморского энергетического сотрудничества (SUDEL); Запад — Восток (рис. 1). Последнее направление развивается наиболее динамично, так как отсутствуют политические, географические и экономические препятствия. UCPTE расширяется присоединением энергообъединения CENTREL (1995: Венгрия, Польша, Словакия, Чехия), ведутся подготовительные работы в ЭЭС Болгарии, Румынии, западной части ОЭС Украины и ОЭС Балтии. Новые партнеры расширяющегося объединения стран Западной, Центральной и Юго-Восточной Европы принимают технические требования параллельной работы UCPTE.

Рис. 1. Структура континентальных электрических связей

В контексте данных тенденций необходима разработка Концепции совместной работы ЕЭС России с партнерами Евразиатского континента, основные положения которой рассматриваются в диссертационной работе.

Созданную по критериям единого государства структуру ЮС б/СССР чрезвычайно сложно разделить по административным границам новых независимых государств. Такое разделение резко снижает надежность схем выдачи многих крупных электрических станций. Раздельная работа национальных ЭЭС приведет (и приводит) к резкому ослаблению надежности электроснабжения приграничных районов, ухудшению условий взаимопомощи, выполнения ремонтных кампаний, изменению функций системообразующей сети ЕЭС, недоиспользованию эффектов параллельной работы, резкому снижению экономичности работы энергосистем, необходимости значительных дополнительных инвестиций.

В сложившихся условиях несинхронной работы между многими партнерами бывшего объединения ЕЭС/ОЭС возможности обменов электроэнергией в режимах островной и радиальной работы незначительны и не соответствуют потребностям экономики соседних стран. Стратегической перспективой для партнеров ЮС является разработка и принятие новой технической политики, которая на первом этапе должна обеспечить восстановление надежной и качественной работы национальных ЭЭС и восточного энергообъединения в целом, а на втором этапе — организовать синхронную параллельную работу с электроэнергетическим объединением стран Западной, Центральной и Юго-Восточной Европы.

Стратегическим направлением сотрудничества по оси Восток—Запад с созданием Трансъевропейской электроэнергетической системы должно являться не расширение иСРТЕ на Восток, а организация параллельной синхронной работы крупнейших энергообъединений Европы, из которых иСРТЕ принимает главную интегрирующую роль на Западе, а ЕЭС России — на Востоке. Программу перехода на параллельную работу целесообразно формировать не относительно этапов по вовлечению партнеров, а относительно расширения состава и мощности связей в сечении Восток — Запад охватывающих энергосистемы стран, расположенных в регионе от Балтийского моря до Черного моря. Европейская энергетическая политика, в основу которой положен принцип поэтапного присоединения партнеров, должна подлежать корректировке и тщательному согласованию в отношении организации взаимодействия с ЕЭС. В основу взаимодействия на оси Восток—Запад должен быть положен принцип неразрывности энергетических связей в целом, и электроэнергетических — в частности. Поставки энергоносителей из России должны быть рационально скоординированы с возможностями уже существующих и простаивающих мощных линий электропередачи и свободных генерирующих мощностей, тем более с исключением встречных потоков энергии. Экспортная политика в ЕЭС должна строиться не на планах покрытия ожидаемого дефицита электроэнергии на Западе, а на работе в условиях жесткой конкуренции, повышения эффективности и качества работы, полноправном участии партнеров ЕЭС в европейских рынках электроэнергии.

Глава 2. Технико-экономическая эффективность объединения больших ЭЭС

В настоящем разделе работы формулируются общие принципы технико-экономического анализа эффективности больших ЭЭС. На основе международного опыта и принимаемых решений по развитию ЮС б/СССР проводится анализ глубины возможной интеграции ЭЭС и получаемых преимуществ, а также различных составляющих энергетического и технического эффектов объединения; предлагается общая методическая схема анализа и методика оценки эффекта от разновременности наступления максимумов нагрузки и методика оценки экономичных обменов мощности между партнерами объединения и механизм распределения эффекта, соответствующее программное обеспечение. Показано, что высшая форма интеграции электроэнергетики, присущая ЮС б/СССР, приносит неоспоримые технико-экономические преимущества по всем составляющим системного эффекта. Эффект достигается за счет развития системы как единого технического объекта и выбора решений, оптимальных для системы в целом. К комплекс-

ным решениям в электрическом секторе движется западноевропейское экономическое сообщество.

Методология анализа эффективности больших ЭЭС основывается на исследовании взаимоотношений между спросом и предложением, анализом и оптимизацией функционирования отдельных ЭЭС с учетом оперативной политики, внешних условий и ограничений, а также во взаимодействии с моделями оптимизации цен и капиталовложений. При этом стоимость электроэнергии является главным регулятором рентабельности ЭЭС, а надежность - важным ресурсом для ее обеспечения.

В значительной степени преимущества объединения ЭЭС обусловлены энергетическими и техническими причинами, дающими большой экономический эффект; в свою очередь эффект является функцией адаптируемых систем, в наибольшей степени проявляется для приграничных районов и систем, расположенных на стыке объединения, зависит от глубины интеграции ЭЭС, как в масштабах одного государства, так и для условий межгосударственных энергообъединений. Важное значение приобретает социально-политический аспект интеграции — вступление новых партнеров в экономический союз, повышение общих технических стандартов, принятие более высоких требований по защите окружающей среды и безопасности объектов энергетики и др.

Главными принципами анализа системной эффективности являются: (1) Сопоставление величины экономии затрат от сокращения установленной мощности электростанций (от совмещения максимумов электрической нагрузки и сокращения расчетных величин резервов мощности) с дополнительными затратами на создание и усиление межсистемных связей; (2) Проведение расчетов для условий изолированной и совместной работы энергосистем. Разработана методика оценки эффекта объединения ЭЭС от совмещения графиков нагрузки. Особенно значителен эффект при нахождении партнеров объединения в разных часовых поясах. Выполненные исследования на реальных графиках нагрузки крупнейших энергообъединений Еврази-атского континента показали, что экономия установленной мощности может достигать при совместной работе: UCPTE и IPS/UPS — до 6 ГВт; UCPTE, IPS/UPS и Японии — до 14 ГВт.

Методика анализа экономичности обменов мощности и распределения эффекта среди партнеров объединения. Экономичные энергообмены мощности партнеров объединения являются одной из главных составляющих межсистемного эффекта. Поставщику дополнительной электроэнергии должна быть гарантирована компенсация эксплуатационных расходов. Общая экономия от совместной оптимизации энергетического режима распределяется поровну между передающими и принимающими системами. Экономическая выгода будет в том случае, если у партнеров объединения имеется разница в стоимости производства электроэнергии (не говоря о наличии свободной

мощности и энергии), которая отслеживается и оценивается для каждой станции и электроэнергетической системы на расчетном интервале времени.

Основные принципы и методика расчета экономичных энергообменов, формирования цены и распределения экономии.

1) Решается задача оптимизации производства мощности объединения ЭЭС (пула) при их совместной и раздельной работе.

2) Каждая ЭЭС i (i=l,...,N), поставляющая электроэнергию в пул, превышающую собственное потребление — рц, должна получить компенсацию своих возросших эксплуатационных затрат.

3) Общая электроэнергия пула представляет объем электроэнергии, поставляемой всеми избыточными ЭЭС пула сверх своего собственного потребления на расчетном интервале времени — t:

N N

epool = CZpd.-^pG.)*t, при pdi>pgr (1)

i=i ;=i

4). Стоимость электроэнергии пула определяется как разность между суммой эксплуатационных затрат избыточных ЭЭС при их работе в составе пула — С$°о1 и при условии их раздельной работы — С$. :

Се = ес£й0/ - 2cs, . при pd. > ра . (2)

/=1 ' ¿=1

5) Общая экономия пула определяется как разность между суммой эксплуатационных затрат ЭЭС пула — , при условии их раздельной работы и обеспечении своей нагрузки собственными силами, и эксплуатационных затрат — С г00' при работе в составе пула:

"I

N N

CS = lCs-lC^°l. (3)

1=1 1=1

6) Общая экономия пула разделяется поровну между ЭЭС, выдающими электроэнергию и ЭЭС, получающими электроэнергию из пула.

7) На каждом расчетном интервале распределения экономии определяется расчетная цена обмена мощности К как половина суммы общей экономии пула — С$ плюс стоимость электроэнергии пула — Сц, разделенная на

„ Pool

количество электроэнергии пула — Е ,

K = (CS /2 + Се)/ЕРо°1. (4)

8) Определяются затраты на обмен электроэнергии

Cfxch =(PG, - Pd, Yt*K. (5)

9) Вычисляются для каждого партнера общие производственные затраты как сумма затрат на обмен и эксплуатационных расходов на производство мощности при работе в составе пула:

^То1а1 _ £,ЕхсИ сРоо1 ^

10) Распределяется общая экономия для каждого партнера как разница между общими производственными затратами и эксплуатационными затратами при условной раздельной работе, т.е. каждый партнер получает свою долю прибыли в соответствии с выражением

(7)

Сумма .для всех партнеров будет равна общей экономии пула — С5, и распределится она среди партнеров при использовании данной методики пропорционально их долевому участию.

Обменные перетоки, вычисленные на основе данных расчетов, представляют экономически обоснованные максимальные значения. Однако, графики перетоков, как и объемы поставок, могут быть заранее согласованы. Тогда по настоящей методике может быть определена и проверена экономичность заданных обменов.

Задача оптимизации энергетического режима на расчетном интервале времени Г формулируется в виде:

Т N

5>к*}(0)А, (8)

0/=1

0(Р1)< о,

где N— количество рассматриваемых объектов, подлежащих оптимизации (блоки, станции, эквивалентные районы); •/*}(*) — характеристики стоимости расхода топлива г-го объекта в зависимости от вырабатываемой мощности;

■— уравнение баланса мощности; ) — система технологических ограничений.

Глава 3. Развитие методов анализа и оптимизации балансовой надежности объединенных ЭЭС

В настоящем разделе проводится методологический анализ особенностей и развитие методов исследования надежности больших развивающихся ЭЭС, характеризуются современный уровень методического и программного обеспечения надежности генерирующей (настоящий раздел) и передающей частей объединенных ЭЭС (разделы 4 — 6), рассматриваются методические схемы анализа надежностной составляющей эффекта объединения ЭЭС, развивается задача анализа и оптимизации надежности обеспечения генери-

рующей мощности (балансовая надежность — adequacy) сложных ЭЭС. Обоснованная количественная оценка надежностной составляющей эффекта объединения может служить как подтверждением правильности технической политики, выполнения согласованных стандартов, так и показать общую возможную экономию, в первую очередь, в резервирование. Главным методическим принципом оценки надежностной составляющей эффекта объединения ЭЭС является исследование условий раздельной и совместной работы.

Методические подходы к анализу балансовой надежности ЭЭС можно разделить на два — это вероятностно-аналитические, на основе техники перебора состояний и вероятностно-статистические, на основе техники статистического моделирования С ростом энергообъединений, все большее предпочтение отдается в мире первому из этих подходов. Особенно он важен при проверке практических критериев надежности п-1 (п-2), а также для систем, в которых к серьезным последствиям могут приводить отдельно взятые возмущения первого-второго уровня. Данный подход рекомендуется для использования и развивается в настоящей работе.

Стратегия планирования на основе практических критериев надежности по существу состоит из двух основополагающих заключений: первое — если нарушается критерий п-1, то имеются основания для введения нового силового оборудования, т.е. мероприятие направлено на повышение надежности структуры системы; второе — если нарушается критерий п-2 (и более высокого качества), то имеются основания для принятия решения о повышении эффективности системы управления (защита, автоматика, диспетчерское управление). В практических исследованиях надежности развития транснациональных энергообъединений главное внимание следует уделять рассмотрению межгосударственных и межсистемных связей, приграничным районам, и конечно, взаимовлиянию режимов работы и отказов оборудования партнеров объединения.

Наиболее простая из комплекса развиваемых моделей построена на основе учета обменных перетоков методом эквивалентного генератора и позволяет провести предварительную опенку влияния перетоков взаимопомощи. проверку практических критериев надежности, оценку эффективности совместной работы. Алгоритм анализа включает следующие основные этапы: (1) анализ надежности ЭЭС каждого партнера энергообъединения при покрытии графика электропотребления собственными силами; (2) оценка уровней экономичных энергообменов; (3) оценка надежности ЭЭС каждого партнера с учетом графиков взаимных поставок и условий взаимопомощи; (4) корректировка графиков поставок с учетом надежности; (5) расчет надежности энергообъединения со снятием ограничений на условия взаимных поставок, что является верхней оценкой надежности совместной работы; (6) сопоставительный анализ.

Метод анализа надежности ЭЭС основан на сопоставлении графика нагрузки ЭЭС по продолжительности Ь = на рассматриваемом интервале времени Т и ряда распределения располагаемой мощности агрегатов:

ЙС = |о- ,рк, к = 0,1,2,...,п|, где С к — мощность работоспособных агрегатов; — вероятность к-го события отключения генерирующей мощности; п — число состояний ряда распределения. С учетом данного представления ряда нагрузки, выражение для определения количества необходимой электроэнергии, примет вид

Еь = = (9)

1=1 1=1 Математическое ожидание произведенной электроэнергии

ЕС = ТЫ,^ Р(к)^Р1(1) . (10)

¿=11. I'<к

Здесь р(к), (к = 1, 2, ..., п) представляет вероятность выдачи мощности к ЛЬ = О; ряда располагаемой мощности.

Математическое ожидание недоотпуска электроэнергии может быть вычислено как

п

гш=еь - Ес = тм X

к=1

Р(1<)ЪРЬ(1) ¡<к

(11)

В соответствии с общим алгоритмом, представленная процедура анализа надежности выполняется для каждой из ЭЭС энергообъединения. Далее необходимо провести цикл анализа, учитывая графики взаимных поставок мощности и условия взаимопомощи, в т.ч. с учетом приоритетности распределения взаимопомощи от избыточных ЭЭС к дефицитным, учетом пропускной способности МСС.

Для исследования балансовой надежности сложных энергообъединений предлагается методика, в которой рассматривается специфика учета контрактных поставок, а также в упрощенном виде — эксплуатационных затрат, как составляющих целевой функции оптимизации и, наконец, учет пропускной способности сети при моделировании электрических режимов в схемах сложнозамкнутой структуры с учетом второго закона Кирхгофа.

На основе данной модели разработан оригинальный вычислительный алгоритм оптимизации балансовой надежности сложных ЭЭС в части определения наиболее рационального изменения мощности управляемых объектов — генерирующих мощностей и пропускной способности МСС. Метод оптимизации построен на задаче анализа надежности обеспечения генерирующей мощностью объединенных ЭЭС дополненной процедурами оценки эффективности изменения мощности управляемых объектов, выбора век-

тора коррекций как и организации сходящегося вычислительного процесса. В целом метод обеспечивает минимальную стоимость недоотпуска электроэнергии и вводимой дополнительной мощности. В качестве управляемых объектов выступают генерирующие мощности узлов и пропускные способности МСС.

Общим критерием оптимальности является минимум функции приведенных затрат

ПШ12 = 2К + У = ск Я + суЕЕ№, (12)

где Л = {я, 1 — вектор изменения мощности управляемых объектов

ЭЭС по узлам — Я^ и связям — Яд2 ; состав и общее число управляемых

объектов по узлам — В\ и связям — В 2-

Вводится понятие стоимости мощности коррекции

4=1^/, 03)

¡еВ

где ¡' — индекс объекта, а В = В\ + В2 — состав управляемых объектов; на

первом шаге л = 0 и Л/ = 0. Для каждого варианта коррекций расчетных

к

условии ж, состояние системы характеризуется вероятностью р = р^рх ,

где р^ — вероятность / -го отказового состояния агрегатов и/или связей, а рх — вероятность х-го уровня графика нагрузки на исследуемом периоде времени Т. Для каждого к-го дефицитного состояния системы определяется оптимальное значение коррекций мощности , / е В управляемых объектов, как по узлам, так и по связям:

шш^Ч ^ + ¡еВ (14)

/ / при следующих ограничениях

ЬцЬ1-ЪЪцЬ1 = Рсгри- 1=1.....п

ш

Рт9 = Ъц(Ь1-Ь]), ¡,] = \,...,п

о <рь.<~рц, ; = 1,...,и

= ! .....и

кеЬГ,

где N — общее число дефицитных состояний, которые возникают в данной задаче по причине превышения мощности нагрузки (хотя бы в одном узле) мощности генерации, либо в случае недостаточной пропускной способности МСС в послеотказовых состояниях.

Для оценки эффективности изменения единицы мощности /-го объекта в к-м состоянии вводится параметр эффективности вида С^ = рксуТ. В результате для каждого 1-го объекта и состояния к можно получить пару значений Д^и С^ ■ Построение функции эффективности С^ЛО и удельной эффективности с/ (ЯО изменения мощности объектов по любому отдельно взятому узлу и/или ветви ("при условии неизменности параметров во всех остальных узлах и ветвях) осуществляется по выражениями:

= ■ (15)

к

Оценка предельной эффективности изменения мощности 1-го объекта

МЕ1= 1^ркСуТ. (IV

кем

Здесь двойственные оценки вычисляются для каждого управляемого объекта / в дефицитном состоянии к по результатам решения задачи (16). При этом рассматриваются все дефицитные состояния системы для /-го объекта, когда двойственная оценка равна единице.

После вычисления стоимости недоотпуска электроэнергии и суммарных приведенных затрат:

У = ^сгЕЕтк и + (18)

к

на основе оценки эффективности дополнительной мощности и стоимости резерва определяется изменение (увеличение или уменьшение,) вектора коррекций ДЛ/+1 изменения мощности /-го объекта на внешнем итерационном цикле по вариантам коррекции

Методы сопровождаются расчетными примерами, анализом особенностей и условиями практического применения.

Глава 4. Методы и алгоритмы исследования режимной надежности сложных ЭЭС

Исследованы и обоснованы возможности организации комплексного подхода к анализу надежности сложных ЭЭС, в котором совмещаются технология анализа генерирующей, передающей и распределительной частей ЭЭС. Такой подход характеризуется: автоматизированным циклом моделирования отказов с регулируемой глубиной и избирательностью их выбора, анализом последствий отказов по принятым в обычной практике расчетов электрических режимов моделям и технологии, использованием принципов иерархического моделирования и процедур топологического анализа, реали-

зацией адаптивных алгоритмов корректирующих мероприятий, унификацией структуры данных и пользовательского интерфейса (рис. 2). В целом это позволило создать гибкую вычислительную технологию, обеспечивающую решение многоплановых задач надежности в рамках единой интерфейсной и информационной среды с задачами выполнения электротехнических расчетов.

Под режимной надежностью ЭЭС понимается способность системы противостоять внезапным возмущениям без непредусмотренных воздействий на потребителей электроэнергетики. В международной терминологии (SIGRE, IEEE, NERC) данное определение соответствует понятию security (безопасность). В работе исследуются методические особенности построения моделей анализа режимной надежности что существенным образом зависит от уровня объекта в структурной (территориальной) иерархии (например, МСС, основные сети, распределительные сети), характера учета пропускной способности, например, определяемой термическими пределами или условиями устойчивости параллельной работы, подходов к анализу условий функционирования, состава моделируемых средств ПА, оперативной политики и др.

Анализ режимной надежности ЭЭС целесообразно проводить, используя совокупность методов на базе детерминированного подхода, обеспечивающего наглядность и регулируемую детальность моделирования состояний и процессов, а также на базе вероятностной технологии, учитывающей вероятностную природу отказов оборудования и определяющую системные показатели надежности в терминах частоты и длительности нарушений работы. Вероятностная технология анализа режимной надежности сложных ЭЭС заключается в моделировании множества отказов оборудования на некотором спектре схемно-режимных условий, анализе последствий данных отказов проведением расчетов электрических режимов, выполнении корректирующих действий и вычислении показателей надежности.

Для вывода основных расчетных формул для показателей надежности элементов используются диаграммы состояния элементов и общие выражения для вероятности, частоты и длительности отказов параллельно соединенных п элементов:

В качестве расчетных в сетевой модели учитываются одиночные отказы линий и трансформаторов при нормальном срабатывании выключателей и с отказом срабатывания, двойные отказы, обусловленные наложением отказа на отказ и отказа на ремонт, а также групповые или множественные отказы линий, проходящих по одной трассе.

(19)

(20) (21)

w/ = n(VTn)*I(l/T ri),

Сходимость ИП обеспечена ?

Нет

Нарушены \Да аварийные пределы

Нарушены \ Да рабочие пределы ?

Определение ДО

< Нарушены N. Да

аварийные пределы 1/ <

Моделирование ПА

Моделирование контрмероприятий

Нет

Расчет показателей надежности

Формирование рекомендаций по повышению надежности

\

Рис. 2. Функциональная блок-схема комплексного анализа надежности ЭЭС

Обосновывается два подхода к анализу режимной надежности: экспресс-оценка и поузловой анализ. В первом случае осуществляется контроль технологических условий (ограничений) с вычислением вероятностных показателей надежности системы в целом. Метод предназначается для предварительной оценки последствий отказов и их ранжирования. Второй метод позволяет в дополнение к первому моделировать корректирующие действия по ликвидации нарушений технологических ограничений с вычислением показателей надежности как по системе в целом, так и по отдельным узлам. Здесь полностью совместима технология анализа генерирующей, передающей и распределительной частей ЭЭС, моделирования подстанций, моделирования оперативной политики, и что важно — при полной идентичности расчетной схемы технологии расчетов электрических режимов. Оценка взаимовлияния отдельных подсистем ЭЭС проявляется через реакцию системы на изменение топологии при отказах и взаимосвязь параметров электрического режима.

Подходы к коррекции схем и режимов ЭЭС по условиям надежности следует разделить на две в значительной степени пересекающихся задачи: методы обеспечения допустимых режимов в цикле анализа последствий отказов и методы коррекции с учетом расчетов надежности из располагаемых средств управления. Первая задача решается автоматически и в работе предложен оригинальный алгоритм дискретного целенаправленного поиска с автоматическим построением области управления в зависимости от типа и места возмущения, а также параметров п/а режима. Вторая задача зависит от заблаговременности принимаемых решений и может быть реализована в интерактивном режиме.

Исследована и реализована в вычислительном алгоритме стратегия управления в послеотказовых ситуациях, которая включает ряд правил, задающих следующие условия: (1) Последовательность учета активных ограничений; (2) Первоочередность управления контролируемыми параметрами режима, например, начиная с тех, которые имеют максимальные нарушения; (3) Последовательность ввода в контур управления доступных корректирующих мероприятий. Здесь следует учитывать тяжесть, вид, место возмущения, а также быстродействие соответствующего вида управления. (4) Принципы реализации ресурсов управления, например стратегия, обеспечивающая минимальное число привлекаемых средств. (5) Принцип сбалансированности УВ и др.

Формирование области управления (ОУ) осуществляется автоматически с использованием специальной процедуры топологического и режимного анализа. Охват графа сети б (У, Ц (V — множество вершин, являющихся узлами сети, Ь — множество дуг (ветвей) сети) для ОУ строится от выбранной вершины отсчета (от гн и/или гг, приемного или отправного узлов отказавшей или наиболее перегруженной линии) по ярусам графа . Первый

ярус для области отключения нагрузки (ОН) образуется одноэлементным множеством

Решение задачи построено на основе метода дискретной оптимизации и эвристических правил, задаваемых на уровне входных параметров вычислительной программы. Наибольшая эффективность применения метода достигается при вводе УВ в окрестности отказавшего элемента или наибольшего возмущения (перегрузки, снижения напряжения). Для отказов сложного вида и несходимости итерационного процесса (ИП) наибольшая эффективность УВ достигается по отношению к месту наибольшего нарушения параметров УР.

В развитие алгоритма НИИПТ разработан метод анализа надежности ЭЭС, пропускная способность связей которых является переменной величиной, зависящей от схемно-режимных условий. Процедура поиска слабых связей построена на основе расчетов и анализа серии расчетов УР посредством отключения наиболее загружающихся ветвей. Этот алгоритм дополняется процедурами проверки пропускной способности методом утяжеления и обеспечения допустимого запаса.

Представлен метод анализа надежности электрических станций и подстанций, как часть комплексного подхода к анализу надежности сложных ЭЭС. Метод характеризуется рядом специфических условий, таких как учет пропускной способности внешних связей и моделированием действия ПА станционного уровня. В основу метода положена топологическая модель подстанции. Разработана технология применения гибридной экспертной поддержки для принятия решений по выбору генераторов станции, подключаемых к ПА, которая взаимосвязана в единой вычислительной системе с программами моделирования отказов и анализа топологии объектов. Структура базы знаний соответствующей экспертной системы включает эвристические правила продукционного типа «Если....То», отражающие опыт оперативного персонала и инструктивные материалы, в т.ч. состояние схемы соединения объекта, надежность питания собственных нужд, последствия по фактам выпадения присоединений, разделение секций и схем РУ и др.

(22)

где — область управления нагрузкой;

-для области отключения генерации (ОГ)

(23)

Глава 5. Технология моделирования электрических режимов для исследования надежности сложных ЭЭС

Условия моделирования иерархических ЭЭС и выполнения расчетов надежности накладывают ряд специфических требований к моделям расчета и анализа электрических режимов ЭЭС, обусловленных необходимостью организации расчетов на спектре отказов, при значительной доле тяжелых послеаварийных режимов, при разделении схемы и узлов, жестких ограничениях по времени, повышенных требованиях к робастности алгоритмов. Расчеты УР при оценке надежности сложных ЭЭС проводятся для проверки способности системы противостоять аварийным отказам оборудования в нормальной и ремонтных схемах ЭЭС, а также для проверки эффективности корректирующих мероприятий.

Основные особенности реализации моделей УР следующие: (1) Необходимость контроля и обеспечения допустимого уровня напряжения как в протяженных распределительных сетях, так и в основных электрических сетях ЕЭС обуславливает применение УУР в комплексной форме. Это принципиально выделяет более широкий и сложный класс моделей по сравнению с зарубежными разработками, базирующимися для анализа отказовых состояний, как правило, на моделях потокораспределения только активной мощности; (2) Взаимосвязь метода расчета УР с алгоритмами автоматического выбора и моделирования отказов в электрической сети обуславливает для эффективной программной реализации применение уравнений УР (УУР) с постоянной матрицей параметров схемы, а в итерационной схеме — постоянной матрицы Якоби; (3) Обеспечение надежной работы модели при разделении схемы (в результате отказа или его развития) на независимые части, включая выделение пассивных узлов; (4) Разработка специализированных алгоритмов расчета УР в ЭЭС, содержащих коммутационные схемы объектов; (5) Обеспечение работоспособности алгоритмов при несходимости итерационного процесса.

В зависимости от условий задачи надежности и объекта исследования предлагается класс моделей от уравнений активного потокораспределения в функции фазовых углов узловых напряжений (уравнения, идеализированные по постоянному току Р — 5) до комплексных УУН в форме баланса мощностей в прямоугольной системе координат при аппроксимации их полным рядом Тейлора. Последняя модель является нелинейной с возможностью использования постоянной матрицы Якоби — которая может быть

определена и факторизована вне ИП.

Предложено два подхода к обеспечению работоспособности методов расчета УР и программной реализации в условиях разделения схемы на несвязанные части (в результате отказа либо его развития) с выделение как активных и пассивных подсхем, так и при несходимости ИП в тяжелых п/а УР при сохранении связности схемы.

УУН в форме баланса мощностей в прямоугольных координатах обладают важными свойствами, что позволяет реализовать эффективные вычислительные алгоритмы как для детерминированных, так и для стохастических условий. Разработанная технология нелинейного корреляционного анализа, и как часть данной технологии — метод моментов, позволяют оценить совокупность вероятностных характеристик параметров электрического режима в виде вектора математического ожидания — МО и элементов матрицы корреляционных моментов — МКМ, а также выполнить эквивалентирование схемы. Так, записывая УУН в общем виде

У = 1{х), (24)

где /(*) — нелинейная алгебраическая вектор-функция (2л); у = {^,2} — вектор-столбец (2п) независимых переменных или активных и реактивных составляющих узловых мощностей; х = \иа,и^\ — вектор-столбец (2л) зависимых переменных или вещественных и мнимых составляющих комплексов узловых напряжений, получим аппроксимацию (24) в виде ряда Тейлора с учетом членов второго порядка:

у = /(х) +Л*х +1 Дхт# Дх, (25)

где У и Н — матрицы Якоби (2пх2п) и Гессе (2п*2п*2п) первых и вторых частных производных соответственно; х — точка начального приближения; Дх = х - х; т — символ транспонирования.

Данные уравнения имеют принципиально важные свойства: 1) максимальная степень нелинейности переменных равна двум (без учета случайной вариации параметров сети); 2) нелинейность носит мультипликативный характер; 3) ряд (25) является полным и точно аппроксимирует (можно сказать, воспроизводит) исходную систему уравнений (24); 4) квадратичный член ряда (25) может был. выражен через исходные уравнения.

Нелинейный корреляционный анализ. Воспользуемся свойством 4) для модификации нелинейного члена в (25)

/(х)ЛдхГЯДхн/(Дх). (26)

о

Понимая под Ах вектор центрированных случайных величин (СВ) — х, перепишем (25)

х\ (27)

y = f(x)+Jx+f

\ J

Тогда на основании метода моментов МО функции у равно

M{y)=y = f{x)+f\x^. (28)

Для вывода нелинейного корреляционного уравнения воспользуемся правилом определения МКМ функции случайных величин:

Ку = м[{у-у){у-у)Т\ (29)

Подставляя вместо у и у выражения (27) и (28) соответственно, получим

Ку = М

Jx+f

-/

Ку = Jк^ + К+ К^2 ,

где К/2 = /\ х ]/Г

* , К/4==М

/

(30)

— матрицы (2п*2п), эле-

менты которых определяются произведениями моментов второго порядка и центральными моментами четвертого порядка СВ Л1 соответственно.

Выполнена разработка моделей и промышленная реализация программ расчета и анализа установившихся режимов в ЭЭС переменного/постоянного тока на основе комплексных УУН, решаемых полным методом Ньютона с выбором оптимального шага, а также анализа предельных режимов. Отличительной особенностью последнего алгоритма является возможность автоматизированного построения траектории утяжеления и определения ослабленных сечений. Данный комплекс моделей служит как для выполнения отдельных расчетов режимов, так и анализа надежности в автоматизированных расчетных циклах на множестве моделируемых отказов.

Дается характеристика оригинальных моделей расчета УР в сети переменного/постоянного тока, технологии анализа предельных установившихся режимов, технологии моделирования режимов в принципиальных схемах ЭЭС. В последнем случае узлы расчетной схемы электрических сетей могут быть представлены коммутационными схемами объектов - распределительными устройствами станций и подстанций (рис. 3). Данная технология является одной из новых и оригинальных составляющих теории моделирования иерархических ЭЭС. Для решения широкого класса расчетных и планирования режимов разработана комплексная модель ЭЭС, включающую модели электрической сети, подстанции; релейной защиты — РЗ и противоаварий-ной автоматики — ПА.

Модель подстанции представляется топологической структурой, легко адаптируется под внешние условия (изменение состояния коммутационного оборудования, выполнение операций с разъединителями, учет отказов отдельных видов оборудования и др.) и является составной частью математической модели ЭЭС; коммутационные аппараты (КА) задаются дугами, а присоединения РУ — вершинами; включает модель отказов оборудования и защит, алгоритм топологического анализа и формирования расчетной схемы.

<

Корректировка условий

_Протокол 1

* =

Корректировать схемы объектов ?

>

Да

Формирование рем. схемы объекта _Протокол 2_

J О И К

| ТИ и ТС '

с

Моделировать отказ ?

Шо^моде^роваиняо-псаза____| Да

>

Нет

Моделирование отказа оборудования РУ

Отказ КА Отказ присоединения Отказ КА с работой УРОВ Отказ присоединения с работой УРОВ Отказ УРОВ Отказ РЗ

Выбор КА

Выбор присоединения

Выбор присоединения и КА

Формирование списка отключенных КА в зоне защит и Протокола 2

Блок топологического анализа объектов

I-----

к- 1

к=к+1

£ Формирование к-ой подсхемы объекта ^

^ Есть КА, не вошедшиевк^юподсхему ?

>

Есть разделение объекта

Нет разделения объекта

Нет

Комплектация разделившихся частей РУ

Поиск присоединений, потерявших связь с объектом

Формирование массива отключенных присоединений: ТО

Выбор выключателя для моделирования отказа срабатывания

б -

<

Схемы РУ рассмотрены все ?

¿Да

>

Модификация расчетной схемы ЭЭС Топологический анализ

Расчет и анализ УР

Рис. 3. Блок-схема алгоритма моделирования электрических режимов в принципиальных схемах ЭЭС

Функционально с моделью подстанции связано представление РЗ и ПА. Макроописание этих подсистем представляется в следующем виде.

Описание релейной защиты:

Защита {<Тип>, <Имя>, <Оборудование>, <Зона>}, (31)

где <Оборудование> — состав защищаемого оборудования объекта; <Зона> •— параметр реализации команд управления, задаваемый в виде списка выключателей, на которые посылается команда на отключение для данного типа защиты.

Описание противоаварийной автоматики-.

Автоматика {<Тип>, <Имя>, <Место>, <Оборудование>, <Логические условия>, <Режимные условия>, <УВ>}, (32)

где <Место> — место установки комплекта ПА; <Оборудование> — контролируемое автоматикой оборудование; <УВ> — параметр реализации команд управления, задаваемый совокупностью УВ для обеспечения требуемых условий работы ЭЭС.

Глава 6. Технология выбора и моделирования отказов

В настоящей главе разработаны правила и алгоритмы выбора наиболее представительных одиночных и множественных отказов линий, развиваются специальные методы моделирования, совмещающие в одном расчетном цикле процедуру выбора отказов, моделирования и оценки последствий. Технология выбора отказов играет решающую роль в повышении быстродействия методов анализа надежности сложных ЭЭС с учетом пропускной способности сети по сравнению с совершенствованием методов и алгоритмов расчета электрических режимов. Список значимых отказов должен формироваться автоматически, размерность его является переменной величиной и зависит от режима и схемы ЭЭС, а также задач расчета. Для селекции значимых отказов предложено использовать сочетание численных процедур отсеивания и ранжирования, а также совокупность эвристических правил, сужающих исходное многообразие отказовых состояний системы. Механизм построения таких правил учитывает вероятностную природу отказов и их влияние на изменение топологии и параметры электрического режима. Предлагается метод отсеивания отказов с помощью проверки их последствий по упрощенной модели расчета УР. Главным условием его применения является снижение суммарного времени расчета для выбора

отказов и последующего анализа надежности по усеченному списку ранжированных отказов.

Отказы (или сочетания аварийно отключаемых элементов) объединяются в локальные группы (ЛГ) по трем основным признакам:

1) Взаиморезервирование по нагрузке (току или потоку активной мощности) — в ЛГ i-й отключаемой линии входит подмножество LG1 линий, нагрузка которых в п/а режиме превысила заданное значение:

LGl = {jeL\xij>kixoj\}, (33)

где xqj — нагрузка ветви j в нормальном режиме; Ху — нагрузка ветви j при отключении ветви i; Аг/ — коэффициент взаиморезервирования по току или мощности.

2) Ориентация — в ЛГ i-й отключаемой линии входят все линии, для которых знак потока мощности в послеаварийном режиме sign(xjj) изменился на противоположный по сравнению со знаком в исходном режиме

LGh = j/' е L | sign (ху) * sign (x0J ) J, (34)

3) Взаимосвязь по напряжению или углу — в ЛГ i-й линии входят все линии, одиночные отказы которых приводят к снижению напряжения или возрастанию угла на заданные значения в тех же узлах или линиях, что и при отказе i-ой линии

К = •[ v е F |x,v < kvx(fv }, (35)

где xqv — напряжение узла v в исходном режиме; х jv — напряжение узла v

при отключении ветви i; k — коэффициент взаимосвязи по напряжению.

Тогда, в соответствии с правилом (35) подмножество взаимосвязанных по напряжению пар линий, одна из которых i, равно

LG3i = j(ij) |ijeL, ViOVj Ф0}. (36)

На основании полученных по этим признакам ЛГ для каждой линии создается результирующая группа зависимых по режиму линий с исключением дублирующих:

SLGi = LGh П LGli П LG3i ■ (37)

Здесь V— представляет множество вершин; L — множество дуг графа сети.

Исследуются два метода моделирования отказов — на основе леммы о коррекции обратной матрицы (ЛКОМ) и топологический. Метод на основе ЛКОМ развивается для линейной и разделенной форм УУР и реализован для моделирования отказов линий. Основное преимущество метода заключается в совмещении в едином расчетном цикле собственно алгоритма моделирования отказа и оценки п/а УР. Полученные рекуррентные соотношения между входными и выходными параметрами режима позволяют выполнять экс-

пресс-оценку п/а УР в 20 — 25 раз быстрее применения стандартных методов анализа на основе полного метода Ньютона.

Разработан топологический метод моделирования отказов, который позволяет реализовать технологию анализа в иерархических ЭЭС, содержащих схемы объектов, в т.ч. при обработке нестандартных ситуаций, обусловленных моделированием отказов коммутационной аппаратуры, разделением сети и узлов, несходимости ИП и др. Данный метод представляет универсальную процедуру моделирования отказов как линий электрической сети, так и отказов типа КЗ выключателей, секций шин и другого оборудования РУ подстанций, приводящих к отключению присоединений; снимаются ограничения предыдущего метода, обусловленные разделением узлов и множественными отказами.

Функции алгоритма метода значительно шире по сравнению с известными алгоритмами анализа на связность разреженных графов в глубину или в ширину и включают процедуры: моделирование отказа исключением отказавшего элемента (или группы элементов) из графа сети; определение места деления графа; формирование (комплектацию) отделившихся активных и пассивных подсхем с восстановлением параметров элементов для последующего расчета электрического режима. Показано, что по сравнению с обходом графа по возобновляемым путям более эффективным является последовательный обход графа сети от 1-го яруса к 1+1-му ярусу по дугам, инцидентным вершинам /-го яруса, т.е. анализ графа в ширину.

Принципиальным достоинством данного алгоритма является возможность точного моделирования произвольного количества одновременных отказов элементов типа «обрыв», эффективная обработка ситуаций, связанных с разделением схемы на независимые части, выделение и формирование из них активных, то есть имеющих собственные источники питания (генераторные узлы) с подготовкой информации для последующей проверки и балансирования по мощности этих подсхем и расчета электрического режима в них с выполнением ограничений по пропускной способности сети в случае необходимости.

Глава 7. Структура и принципы организации ПВК АНАРЭС для 1ВМ РС

Дается краткая характеристика специализированного программного комплекса АНАРЭС для 1ВМ РС, реализующего изложенные в работе методы и алгоритмы; принципы построения программного обеспечения нового поколения, интегрирующего в единой вычислительной среде базу данных, технологические программы, графический интерфейс и диалоговую поддержку; направления развития методов анализа и совершенствования ин-

формационного обеспечения. Принципиальными моментами разработки и организации работы комплекса являются:

(1) Двухуровневая структура данных, идентифицирующих электрическую сеть и распределительные устройства.

(2) Выделение процедуры текущих корректировок над данными в отдельную от технологических программ ( I II) процедуру с формированием транзитного файла, называемого Протокол. При этом, учитывая двухуровневую структуру данных, формируется протокол корректировок сети (Протокол 1) и отдельных РУ (Протокол 2).

(3) Избирательный подход к анализу РУ, в которых зафиксированы изменения состояния оборудования по отношению к базовым условиям.

(4) Вынесение текстов диалоговых меню, текущих подсказок (Help) в отдельный от ТП файл, что позволяет легко модифицировать сервисные программы, не затрагивая ТП, и использовать диалог на других языках.

(5) Применение оверлейной структуры.

(6) Разделение управления сервисными и технологическими программами с использованием оперативной и виртуальной памяти.

(7) Организация эффективного взаимодействия между главным меню и ТП с помощью управляющего (схема управления) и информационного интерфейсов.

(8) Сетевая структура диалога с межуровневой передачей управления, применение макрокоманд (Macros), обеспечивающих быстрый вход в нужную функцию комплекса, минуя промежуточные операции.

(9) Динамическое описание программ и др.

Система отображения комплекса АНАРЭС включает графический интерфейс и процедуры обработки и анализа результатов работы технологических программ. Выделяются следующие главные функции системы отображения:

• подготовка с помощью специализированного редактора изображений расчетных схем электрических сетей и коммутационных схем объектов;

• просмотр на экране монитора изображений электрических схем с нанесением параметров элементов и результатов расчета;

• моделирование оперативных переключений и изменение параметров элементов посредством экранного редактирования с передачей управления на технологические программы;

• автоматическая модификация изображений по результатам расчета.

В Приложении к диссертации приведены: обобщенные требования по надежности совместной работы энергосистем стран Западной Европы, а также основные положения программы полномасштабных исследований для перехода к параллельной работе энергообъединений Восточной, Центральной и Западной Европы; примеры применения методики расчета экономичных обменов и распределения общей экономии среди партнеров объедине-

ния, методики оптимизации балансовой надежности, расчетов режимной надежности электрических сетей и схем выдачи мощности электрических станций, анализа предельных режимов, выбора оптимальной дозировки управляющих воздействий, технологии моделирования подстанций и моделирования отказов; вывод расчетных математических моделей для показателей надежности элементов системы, анализа установившихся режимов и числовых характеристик их параметров.

Заключение

В результате выполненных исследований автором созданы теоретические основы, разработаны методы, алгоритмы и программное обеспечение анализа эффективности и надежности развивающихся объединенных ЭЭС.

1. Проведенный анализ условий развития объединенных ЭЭС в Европе показал, что стратегическим направлением развития Трансъевропейской ЭЭС является объединение на синхронную работу существующих объединенных ЭЭС на оси Восток — Запад по совместно разработанным условиям и принципам работы, из которых наибольшее значение имеют адаптация систем первичного и вторичного регулирования частоты и надежная работа межгосударственных сечений. Такой подход позволяет обеспечить равноправные условия работы ЕЭС России в формирующемся Общеевропейском рынке электроэнергии и мощности. Сформулированы основные направления технической политики для подготовки энергосистем для совместной параллельной работы, положения исследовательской программы, организационные мероприятия.

2. Исследованы методические подходы к анализу эффективности совместной работы больших ЭЭС. Главным методическим принципом оценки надежностной составляющей эффекта объединения ЭЭС является оценка условий раздельной и совместной работы. Разработана методика оценки эффекта объединения ЭЭС от совмещения графиков нагрузки. Особенно значителен эффект при нахождении партнеров объединения в разных часовых поясах.

Предложена методика оценки экономичных энергообменов и распределения общей экономии оперативных затрат основана на сопоставительных расчетах оптимальных энергетических режимов партнеров объединения при раздельной и совместной работе. Поставщику дополнительной электроэнергии гарантируется компенсация эксплуатационных расходов. Общая экономия от совместной оптимизации энергетического режима распределяется поровну между передающими и принимающими системами.

3. Предложен комплексный подход к анализу надежности сложных ЭЭС, в котором совмещаются технология анализа генерирующей, передающей и распределительной частей ЭЭС. Такой подход характеризуется: авто-

матизированным циклом моделирования отказов с регулируемой глубиной и избирательностью, анализом последствий отказов по принятым в обычной практике расчетов электрических режимов моделям и технологии, использованием принципов иерархического моделирования и процедур топологического анализа, реализацией адаптивных алгоритмов корректирующих мероприятий, унификацией структуры данных и пользовательского интерфейса.

Для исследования балансовой надежности сложных энергообъединений предлагается методика, в которой рассматривается специфика учета контрактных поставок и пропускной способности сети при моделировании электрических режимов в схемах сложнозамкнутой структуры с учетом второго закона Кирхгофа. На основе данной модели разработан алгоритм оптимизации балансовой надежности сложных ЭЭС в части определения наиболее рационального изменения мощности управляемых объектов — генерирующих мощностей и пропускной способности электрических связей.

4. Предложен метод анализа надежности электрических станций являющийся частью комплексного подхода к анализу надежности сложных ЭЭС; метод отличается рядом специфических условий, таких как учет пропускной способности внешних связей и моделированием действия ПА станционного уровня. Разработана технология применения экспертной поддержки для принятия решений по выбору генераторов станции, подключаемых к ПА.

5. Представлена и практически решена задача моделирования иерархических ЭЭС и выполнения расчетов надежности с учетом ряда специфических требований к моделям расчета и анализа электрических режимов ЭЭС, таких как: применение комплексной формы моделей расчета УР, взаимосвязь с методами выбора и моделирования отказов; работоспособность при разделении схемы и отделении узлов, несходимости итерационного процесса; включение коммутационных схем объектов в общий процесс анализа; стохастический характер параметров режима и структуры системы.

6. Разработана технология нелинейного корреляционного анализа, и как часть данной технологии — метод моментов, позволяют оценить совокупность вероятностных характеристик параметров электрического режима, а также выполнить эквивалентирование схемы. Получены новые матричные выражения для определения числовых характеристик параметров электрического режима на основе базовых свойств УУН в форме баланса мощностей в прямоугольных координатах, определяемых мультипликативным характером нелинейности уравнений и, следовательно, конечностью разложения их в ряд Тейлора. Выполнена разработка моделей и промышленная реализация программ расчета и анализа установившихся режимов в ЭЭС, переменного/постоянного тока на основе комплексных уравнений УР решаемых полным методом Ньютона с выбором оптимального шага, а также анализа предельных режимов.

7. Разработана технология анализа режимов в принципиальных схемах ЭЭС. В данной технологии узлы исходной системы могут быть представлены объектами другого уровня, например, коммутационными схемами подстанций, или сетью, другого класса напряжения. Модель подстанции представляется топологической структурой, легко адаптируется под внешние условия (изменение состояния коммутационного оборудования, выполнение операций с разъединителями, учет отказов отдельных видов оборудования и др.) и является составной частью математической модели ЭЭС.

8. Разработана технология выбора отказов играющая решающую роль в повышении быстродействия методов анализа надежности сложных ЭЭС с учетом пропускной способности по сравнению с совершенствованием методов и алгоритмов расчета электрических режимов. Для селекции значимых отказов предложено использовать сочетание численных процедур отсеивания и ранжирования, а также совокупность эвристических правил сужающих исходное многообразие отказовых состояний системы. Разработан метод топологического анализа и моделирования отказов, позволяющий реализовать мощную технологию анализа в иерархических ЭЭС содержащих схемы объектов при обработке нестандартных ситуаций, обусловленных моделированием отказов коммутационной аппаратуры, разделением схемы и узлов, несходимости итерационного процесса и др.

9. Разработан ПВК АНАРЭС, который представляет промышленную вычислительную систему для IBM PC и рекомендуется для проведения расчетов нормальных, предельных, оптимальных электрических режимов сложных ЭЭС, контроля их допустимости, анализа надежности. Единая и унифицированная структура данных, развитый диалог и графический интерфейс, интегрированный с технологическими программами, реализация оригинальных моделей анализа режимов работы ЭЭС с учетом коммутационных схем объектов, топологического анализа сети, элементов постоянного тока, процедур автоматического моделирования отказов оборудования, адаптивных алгоритмов выбора управляющих воздействий, создают условия для высокопроизводительной работы инженера-электроэнергетика.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах

1. Статистические модели эквивалентирования расчетных схем электрических систем // Изв. СО АН СССР. Сер. техн. наук. 1978. Вып.1. N 3, (в соавторстве).

2. Анализ установившихся режимов электрической сети при случайном характере ее параметров // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1980. N 2 (в соавторстве).

3. Расчет интегральных показателей режимов работы электрический систем вероятностными методами // Изв. СО АН СССР. Сер. техн. наук. — 1981. Вып. 3. N 13. (в соавторстве).

4. Оценка надежности питающих электрических сетей с учетом качества электроэнергии по отклонению напряжения//Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Материалы Всес. семинара. Красноярск,

1984. Вып. 30 (в соавторстве).

5. Моделирование аварийных несимметричных режимов для оценки надежности питающих электрических сетей/ЛГам же где и [4].

6. Аналитический метод уточненного вероятностного анализа предельных по мощности режимов электрических систем // Изв. СО АН СССР. Сер. техн. Наук.

1985. Вып. 2. N 10.

7. Автоматизированная система оперативно-диспетчерского управления электроэнергетическими системами. Новосибирск Наука, 1986 (в соавторстве).

8. Усовершенствование аналитических методов вероятностного анализа установившихся режимов электрических систем в предельных условиях // Изв. СО АН СССР. Сер. техн. наук. 1986. Вып. 2. N 10.

9. О требованиях к надежности электрических сетей на различных иерархических уровнях//Докпады международного симпозиума по качеству снабжения электрических сетей. Гливице, ПНР, 1986 (в соавторстве).

10. Анализ надежности питающих электрических сетей при вероятностно — определенных условиях изменения параметров режима и структуры // Изв. СО АН СССР. Сер. техн. наук. 1987. Вып. 2. N 10.

11. Экспресс-расчет параметров послеаварийных режимов электрических систем // Изв. Вузов. Энергетика. 1987. N 3.

12. Ортогональное преобразование матриц обобщенных параметров и кова-риаций в задаче вероятностного анализа режимов электрических систем // Рукоп. деп. в Информэнерго N 2562 — ЭН Д 87. 1987.

13. О развитии основной электрической сети ЕЭС СССР на период 2010— 2020 гг. // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1989. N 1 (в соавторстве).

14. Принципы формирования и исследования надежности основной электрической сети ЕЭС СССР И Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1989. N 1 (в соавторстве).

15. Обобщение соотношения Шермана—Моррисона для моделирования множественных коррекций матрицы параметров электрической сети // Методы оптимизации и их приложения. Международная школа-семинар. Иркутск, 1989.

16. Архитектура и требования к интеллектуальной системе моделирования ЭЭС // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1989. N 4.

17. Принципы анализа и требования к методу исследования надежности основных электрических сетей для выработки и использования нормативов надежности // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Материалы Всес. семинара. Киев: КПИ, 1989.

18. Анализ надежности электрических сетей с учетом уровней иерархии управления // Надежность при управлении развитием и функционированием ЭЭС. Материалы Всес. семинара. Иркутск, 1989.

19. Методы решения задач реального времени в энергетике. — Новосибирск Наука, 1990. 200 с. (в соавторстве).

20. О связи устойчивости и надежности ЭЭС // Вопросы устойчивости и надежности энергосистем СССР. Материалы Всес. науч.-техн. совещания. М., 1990 (в соавторстве).

21. Состояние и направление развития ПВК анализа режимов и надежности ЭЭС переменного—постоянного тока для IBM PC — АНАРЭС // Изв. РАН. Энергетика. 1992. N 4. С. 24—44 (в соавторстве).

22. Метод анализа надежности главных схем электрических соединений станций в составе объединения ЭЭС // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Материалы Всес. семинара. Иркутск: СЭИ, 1992 (в соавторстве).

23. Перспективы развития Единой ЭЭС бывшего СССР и вопросы параллельной работы энергообъединений Европы//Изв. РАН. Энергетика. 1992. N 5. С. 24—44 (в соавторстве).

24. Электроэнергетика России: состояние и перспективы//Изв. РАН. Энергетика. 1993. N 6 (в соавторстве).

25. Технология моделирования электрических режимов в принципиальных схемах сложных ЭЭС // Изв. РАН. Энергетика 1994. N 6. С. 55—73 (в соавторстве).

26. Модель численной оценки эффективности энергообъединения в части резервов мощности и пропускной способности межсистемных связей // Эл.станции. 1995. N 1 (в соавторстве).

27. Надежность и эффективность функционирования больших транснациональных ЭЭС. Новосибирск Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1996. 423 с. (в соавторстве).

28. Methodology for reliability and security studies in development management of the USSR unified power system / CIGRE Symposium «Electric Power System Reliability», Montreal, 1991, 1A-04 (в соавторстве).

29. State of the art and problems in creating the European power system. — Perspectives in Energy, 1992-1993, volume 2, p. 243—256 (в соавторстве).

30. Power System of East European Countries & Problems and Methods for Control and Development. — Begell House, Inc. New York — Wallingford (U.K.), 1993 (в соавторстве).

31. Present-day approaches to power system reliability study — Methods and software. 11th Power Systems Computation Conference. Avignon, 1993 (в соавторстве).

32. Technical Requirements and Possibilities of an All-European East-West Interconnection. Paris, 1994 Session of SIGRE, report 37-304 (в соавторстве).

33. System aspects of a reliable European electric power supply. — Perspectives in Energy, 1994, volume 2 (в соавторстве).

34. Prospective of Joint Operation and Creation of Europe-Asian Electric Power System. World Energy Council. 16th Congress, Tokio, 9-13 October 1995. Rep. 1.4.15 (в соавторстве).

35. Technical-economic efficiency of large power interconnections: Europe-Asia dimension/Second Conference on the Development and Operation of Interconnected

Ф -.-Л

cmi J )

¿L

V t

С

/ / 1 >«/<,/ / О --

А *"' •Г,,.,-'

РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК

СИБИРСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ ИНСТИТУТ СИСТЕМ ЭНЕРГЕТИКИ им. ак. Л. А. Мелентьева

На правах рукописи КУЧЕРОВ Юрий Николаевич

УДК 621.311

РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ АНАЛИЗА НАДЕЖНОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ БОЛЬШИХ ТРАНСНАЦИОНАЛЬНЫХ ЭЭС

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

Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук

Иркутск - 1998

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ..........................................................................................7

Глава1. АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ

ОБЪЕДИНЕННЫХ ЭЭС ЕВРОПЫ И НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ КОНТИНЕНТАЛЬНОЙ ЭЭС.....................................16

1.1. Введение.....................................................................................16

1.2. Общие условия и тенденции развития электроэнергетических объединений Европы.......................................................................17

1.3. Генеральные направления развития Континентальной ЭЭС.................28

1.4. Особые условия формирования и развития ЭЭС...............................39

1.5. Стратегия формирования Трансевропейской синхронной объединенной системы...................................................................47

1.6. Выводы.......................................................................................51

Глава 2. ТЕХНИКО - ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ

ОБЪЕДИНЕНИЯ БОЛЬШИХ ЭЭС.............................................53

2.1. К методологии исследования эффективности больших ЭЭС................53

2.2. Единая электроэнергетическая система как высшая форма интеграции ЭЭС...........................................................................58

2.3. Методическая схема анализа эффективности объединения ЭЭС...........66

2.3.1. Основные положения методического подхода к технико -экономической оценке эффективности объединения......................66

2.3.2. Эффект совмещения графиков нагрузки объединения ЭЭС...........73

2.3.3. Технико-экономические аспекты эффективности

объединения ЭЭС....................................................................77

2.4. Анализ экономичности обменов мощности и распределение

эффекта среди партнеров объединения............................................81

2.4.1. Общие правила организации обменов мощности...........................81

2.4.2. Методика анализа экономии энергообменов.................................82

2.5. Выводы.......................................................................................84

Глава 3. РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ АНАЛИЗА И ОПТИМИЗАЦИИ

БАЛАНСОВОЙ НАДЕЖНОСТИ ОБЪЕДИНЕННЫХ ЭЭС...........86

3.1. Методологические замечания..........................................................86

3.2. Краткая характеристика методов и вычислительных программ .............92

3.3. Методика анализа балансовой надежности объединенных ЭЭС

с учетом перетоков обменной мощности...........................................96

3.4. Методика анализа балансовой надежности объединенных ЭЭС

с учетом пропускной способности МСС...........................................107

3.5. Математическая модель оптимизации надежности объединенных ЭЭС 112

3.6. Выводы.......................................................................................118

Глава 4. ТЕХНОЛОГИЯ ИССЛЕДОВАНИЯ РЕЖИМНОЙ

НАДЕЖНОСТИ СЛОЖНЫХ ЭЭС И ОБЪЕКТОВ.......................120

4.1. Анализ проблемы..........................................................................120

4.2. Методика анализа режимной надежности сложных ЭЭС....................126

4.3. Особенности алгоритма анализа режимной надежности ЭЭС

со слабыми связями.........................................................................134

4.4. Корректировка схем и режимов ЭЭС по условиям надежности............138

4.4.1. Алгоритмы коррекции режима в цикле анализа последствий

отказов..................................................................................139

4.4.2. Коррекция режима с учетом надежности....................................152

4.5. Анализ надежности электрических станций в составе ЭЭС..................154

4.5.1. Общие принципы анализа........................................................154

4.5.2. Анализ надежности схем выдачи мощности электростанций...........157

4.5.3. Алгоритмы выбора генераторных блоков для противоаварийного управления.............................................................................162

4.6. Выводы.......................................................................................167

Глава 5. ТЕХНОЛОГИЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ

РЕЖИМОВ В ИЕРАРХИЧЕСКИХ ЭЭС......................................170

5.1. Моделирование установившихся режимов при исследовании

сложных ЭЭС.................................................................................170

5.1.1. Особенности моделирования иерархических ЭЭС........................170

5.1.2. Метод и программа анализа УР в сети переменного тока..............174

5.1.3. Метод и алгоритм расчета УР ЭЭС переменного /

постоянного тока........................................................................178

5.1.4. Алгоритм и программа анализа предельных режимов...................181

5.2. Стохастический анализ установившихся режимов ЭЭС.......................186

5.2.1. Основные положения метода....................................................186

5.2.2. H елинейный корреляционный анализ.........................................188

5.2.3. Модель стохастического эквивалентирования..............................191

5.3. Технология моделирования режимов в принципиальных схемах сложных ЭЭС.................................................................................192

5.3.1. Исходные условия и основные принципы новой технологии..........192

5.3.2. Модель подстанции и организация взаимодействия моделей..........196

5.4. Алгоритм топологического анализа схем объектов и формирования расчетной схемы ЭЭС......................................................................201

5.5. Основные принципы моделирования отказов оборудования

объектов и защит.............................................................................204

5.6. Выводы.......................................................................................209

Глава 6. ТЕХНОЛОГИЯ ВЫБОРА И МОДЕЛИРОВАНИЯ ОТКАЗОВ.......210

6.1. Анализ проблемы..........................................................................210

6.2. Методы выбора отказов.................................................................211

6.2.1. Общие правила выбора отказов.................................................211

6.2.2. Принципы определения зависимых отказов.................................220

6.2.3. Вероятностный критерий выбора зависимых отказов....................224

6.3. Методы и алгоритмы моделирования отказов....................................226

6.3.1. Метод моделирования отказов на основе леммы об обратной матрице..................................................................................227

6.3.2. Топологический метод моделирования отказов.............................230

6.5. Выводы.......................................................................................233

Глава 7. СТРУКТУРА И ПРИНЦИПЫ ОРГАНИЗАЦИИ

ПВК АНАРЭС ДЛЯ IBM PC.......................................................234

7.1. Общая характеристика ПВК АНАРЭС.............................................234

7.2. Принципы организации системы отображения...................................238

7.3. Выводы.......................................................................................242

ЗАКЛЮЧЕНИЕ....................................................................................243

ЛИТЕРАТУРА......................................................................................246

ПРИЛОЖЕНИЯ...................................................................................266

П1. Программа исследований для перехода на параллельную работу

энергообъединений стран Восточной и Западной Европы....................1-7

П2. Применение методики расчета экономичных обменов и

распределения общей экономии среди партнеров объединения...........1-6

ПЗ. Пример оптимизации надежности ЭЭС.............................................1-3

П4.1. Обеспечение надежности больших ЭЭС в условиях эксплуатации......1-6

П4.2. Показатели надежности элементов системы....................................6-15

П4.3. Пример расчета надежности электрической сети............................15-28

П4.4. Расчетные примеры анализа надежности схемы выдачи

мощности электростанции...........................................................28-36

П5.1. Математические модели установившегося режима сети

переменного тока........................................................................1-3

П5.2. Математическая модель сети постоянного тока................................4-5

П5.3. Пример анализа предельного установившегося режима.....................6-11

П5.4. Свойства числовых характеристик случайных величин...................12-22

П5.5. Применение технологии моделирования режимов в

принципиальных схемах сложных ЭЭС.......................................22-31

П6.1. Моделирование отказов в линейной модели электрической сети........1-5

П6.2. Моделирование отказов линий в системе линеаризованных

уравнений установившегося режима..............................................5-12

ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

АЛАР - автоматика ликвидации асинхронного режима

АМН - автоматика минимального напряжения

АНМ - автоматика от наброса мощности

АПВ - автоматика повторного включения

АПНУ - автоматика предотвращения нарушения устойчивости

АРЗ - задача автоматизированного рассмотрения заявок

АРЧМ - автоматика регулирования частоты и мощности

АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления

АЧР - автоматика частотной разгрузки

АЭС - атомная электростанция

БД - база данных

ВЛ - воздушная линия

ВНИИЭ - Всесоюзный научно-исследовательский институт энергетики

ВПТ - вставка постоянного тока

ГАЭС - гидро-аккумулирующая электростанция

ГТУ - газо-турбинная установка

ГЭС - гидроэлектростанция

ДО - допустимая область

ДУ - динамическая устойчивость

ЕЭС - Единая электроэнергетическая система

ид - исходные данные

ип - итерационный процесс

КА - коммутационный аппарат

к.з. - короткое замыкание

КПР - контроль предшествующего режима

ЛГ - локальная группа

ЛКОМ - лемма о коррекции обратной матрицы

ЛП - линейное программирование

ЛРМ - линейный разделенный метод

МВМ - Венгерский Энерготрест

МИРЭС - Мировой энергетический совет

МКМ - матрица корреляционных моментов

МО - математическое ожидание

МСС - межсистемные связи

МЭА - Международное энергетическое агентство

ниипт - Научно-исследовательский институт постоянного тока

нп - нелинейное программирование

НР - метод Ньютона-Рафсона

ог - отключение генерации

ОДУ - объединенное диспетчерское управление

ОИУК - оперативный информационно-управляющий комплекс

он - отключение нагрузки

ОРУ - открытое распределительное устройство

ОУ - область управления

ОЭС - объединенная электроэнергетическая система

ОЭСР - Организация экономического сообщества и развития

ПА - противоаварийная автоматика

пвк - программно-вычислительный комплекс

пп - преобразовательная подстанция

ППТ - передача постоянного тока

РВ - реальное время

РЗ - релейная защита

РПН - устройство регулирования напряжения под нагрузкой

РУ - распределительное устройство

РЭУ - районное энергетическое управление

САОН - специальная автоматика отключения нагрузки

СВ - случайная величина

СибНИИЭ - Сибирский научно-исследовательский институт энергетики

со - система отображения

со эсп - Сибирское отделение института "Энергосетьпроект"

спт - сеть постоянного тока

СУ - статическая устойчивость

СЭИ СО РАН - Сибирский энергетический институт СО РАН (в настоящее

время Институт систем энергетики СО РАН)

СЭС - системообразующая электрическая сеть

ТА - топологический анализ

ТДА - токовая делительная автоматика

ТИ - телеизмерения

ТП - технологические программы

ТС - телесигналы

ТЭК - топливно-энергетический комплекс

ТЭС - тепловая электростанция

УВ - управляющие воздействия

УР - установившийся режим

У РОВ - устройство резервирования отказа выключателя

УУН - уравнения узловых напряжений

ФПУ - фазоповоротное устройство

ЦДУ - центральное диспетчерское управление

ЭКСИ - экспертная система

ЭП - электропередача

ЭС - электростанция

ЭЭС - электроэнергетическая система

ВВЕДЕНИЕ

На рубеже веков, с разрушением политического и экономического противостояния двух систем, открываются стратегические перспективы развития сотрудничества между Востоком и Западом с созданием Трансевропейской и затем - Континентальной электроэнергетической системы. Развитие такой системы, при всепроникающем влиянии энергетики в сферу человеческой деятельности, и как ни в какой другой отрасли индустрии, характеризуемой быстропротекаютцими процессами, невозможностью накопления продукта и его жесткое соответствие единым стандартам, а также капиталоемкость и инерционность в развитии средств производства и транспорта электроэнергии, предполагает тесно связанные

и

экономики государств, высочайшую степень политического доверия, развитого межгосударственного законодательства, является залогом технического прогресса и благосостояния людей.

За последнее десятилетие произошли серьезные сдвиги в формировании условий и направлений развития сотрудничества между Востоком и Западом в данной области. Выполняются все более глубокие аналитические исследования, как на национальном, так и на международном уровнях, в рамках различных совместных групп экспертов, созданных по инициативе UNIPEDE (группы экспертов SYSTINT, SYSTEUR, SYSTMED и др.), UCPTE, NORDEL, CI GRE, EURELECTRIC, соответствующих комиссий Европейского Сообщества.

Положение резко изменилось, начиная с 1991 года. Страны Центральной Европы переориентировались не только в политическом и экономическом аспектах, но и в технологическом. Образовались новые союзы в электроэнергетике (Рис. В1). В энергосистемах Венгрии, Польши, Словакии, Чехии (CENTREL) проведена первичная модернизация систем регулирования электрических станций и с 1995 года они переключились на синхронную работу с энергообъединением стран Западной Европы - UCPTE. Данная тенденция продолжается. Ведутся аналогичные подготовительные работы в энергосистемах Болгарии, Румынии, Турции, стран Балтии.

Соседние электроэнергетические системы (ЭЭС) всегда объединяются, взаимовыгодно помогая и торгуя электроэнергией. Очевиден процесс закрепления и расширения тенденций к развитию объединений ЭЭС в Европе. Однако, на этот процесс накладываются серьезные технические, экономические и административные ограничения, пересекаются политические и корпоративные интересы. Создаваемые десятилетиями объединения ЭЭС на Востоке и Западе различаются техническими условиями, стандартами и принципами работы. Разделение административными границами новых государств Единой энергосистемы (ЕЭС) б/СССР, созданной по критериям единого экономического пространства, не способствует устойчивой и надежной работе. Выделим некоторые из общетехнических проблем:

• определение долговременного спроса на электроэнергию, структуры генерирующих мощностей и пропускных способностей передающих сетей;

• исследование пределов объединения по таким критериям как мощность токов короткого замыкания, объем нежелательных обменов мощности, влияние, оказываемое на сети партнерами при нормальной эксплуатации (потери в сетях партнеров объединения) и при возмущениях, объем резервов мощности;

• различия в стандартах надежности, нормативах качества электроэнергии, принципах построения и характеристиках систем первичного и вторичного регулирования, организации диспетчерского управления;

• трудности локализации плохого качества электроэнергии в рамках объединения;

• ограничения, касающиеся независимости и свободы действия в эксплуатации;

• затраты, необходимые для координации эксплуатации системы;

• необходимость капиталовложений для объединения и трудность их долгосрочного прогноза;

• усложнение условий формирования и реализации политики взаимовыгодного сотрудничества и перераспределения прибыли в суперобъединении с компенсацией дополнительных затрат или недополученной прибыли наиболее эффективным предприятиям и др.

Рис. В1 Электрические связи между Европейскими системами, (номерами обозначено количество работающих линий переменного тока)

Здесь следует понимать различие путей и принципов формирования крупнейших энергообъединений Европы, каждое из которых имеет свои преимущества и недостатки:

• 11СРТЕ формировалось посредством последовательного присоединения на синхронную работу независимых партнеров объединения, сбалансированных по мощности и, фактически, по энергии, что потребовало значительных капитальных ресурсов;

• ЕЭС б/СССР формировалось, исходя из общегосударственных критериев, позволяющих реализовать огромные межсистемные эффекты и международное разделение труда.

Партнеры иСРТЕ существенно различаются по размеру и по структуре, однако всех их объединяет следующее:

• каждый партнер объединения способен обеспечить электроснабжение своего региона собственными силами;

• присоединение каждого нового партнера не должно приводить к ухудшению надежности функционирования существующего объединения;

• уровень безвозмездной кооперации партнеров ограничен принципом солидарности, т.е. условиями оказания взаимопомощи в первые моменты времени после аварии.

Значительные особенности привносит процесс либерализации электроэнергетических рынков в Европе с постепенным ослаблением демаркационных правил, акционирование, приватизация и разнообразие форм собственности в электроэнергетике, взаимопроникновение капитала, разделение электрического сектора на производителей и передающее звено с перспективой свободного доступа потребителей и производителей к внешней сети и др.

Данные процессы предопределяют все более высокую гибкость в нахождении путей и средств по интеграции ЭЭС; требует четкого понимания условий и преимуществ объединения для каждого партнера, формирования и справедливого распределения прибыли, возможность количественной проверки согласованных международных критериев и стандартов надежности больших ЭЭС. Необходимо выполнение полномасштабных научных �