автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Совершенствование структуры и алгоритмов противоаварийного управления ЭЭС для предотвращения лавины напряжения и каскадного отключения линий

На правах рукописи

Ыи1

Панасецкий Даниил Александрович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СТРУКТУРЫ И АЛГОРИТМОВ ПРОТИВОАВАРИЙНОГО УПРАВЛЕНИЯ ЭЭС ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ЛАВИНЫ НАПРЯЖЕНИЯ И КАСКАДНОГО ОТКЛЮЧЕНИЯ ЛИНИЙ

Специальность 05.14.02 - Электрические станции и электроэнергетические системы

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 * т

005548386

Иркутск 2014

005548386

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном учреждении науки Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева Сибирского отделения Российской академии наук (ИСЭМ СО РАН)

Научный руководитель: член-корреспондент РАН, доктор технических

наук, профессор Воропай Николай Иванович

Официальные оппоненты: Лизалек Николай Николаевич

Ведущая организация - ФГБОУ ВПО «Национальный исследовательский Томский политехнический университет», г. Томск.

Защита состоится 27 июня 2014г. в 9:00 на заседании диссертационного совета Д 003.017.01, созданном при Институте систем энергетики им. Л.А.Мелентьева Сибирского отделения Российской академии наук по адресу: 664033, г.Иркутск, улЛермонтова, 130, к.355.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института систем энергетики им. Л.А.Мелентьева СО РАН по адресу: г.Иркутск, ул.Лермонтова, 130, к.407; и на сайте: sei.irk.ru/dissert/council

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

Автореферат разослан__ 2014 года.

доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Новосибирский государственный технический университет», профессор

Ушаков Владислав Анатольевич

кандидат технических наук, старший научный сотрудник, ФГБОУ ВПО «Иркутский государственный университет путей сообщения», доцент

Ученый секретарь диссертационного совета Д 003.017.01, доктор технических наук, профессор

А.М. Клер

Общая характеристика работы

Актуальность работы. Вопросы устойчивости и токовой перегрузки связей крайне важны при проектировании и эксплуатации энергосистем (ЭС). Можно выделить три характерных вида ограничений: токовые ограничения (термическая стойкость элементов сети), ограничения по напряжению (устойчивость узлов нагрузки), ограничения по параллельной работе генераторов (устойчивость параллельной работы генераторов).

Преобладание того или иного ограничения напрямую связано со структурными особенностями рассматриваемой ЭС. Токовые ограничения и ограничения по напряжению являются определяющими для систем со сложной многоконтурной структурой, в которых преобладают линии средней протяженности (крупные промышленные центры, сети мегаполисов). Характерными примерами таких ЭС являются большинство западных энергообъединений (ЭО). Устойчивость параллельной работы генераторов является основным ограничивающим фактором при исследовании протяженных межсистемных связей и ЭС, для которых характерно наличие длинных линий. В связи с географической протяженностью территории, удаленностью производителей и потребителей электрической энергии основополагающей для ЕЭС России является устойчивость параллельной работы генераторов.

В последние десятилетия в ЭС промышленно развитых стран мира (США и страны ЕС) происходили крупные системные аварии, повлекшие за собой значительный ущерб. Современное развитие экономики России в условиях рынка способствует формированию крупных промышленных и деловых центров, свойства электросетевой структуры которых схожи со свойствами западных ЭО. Можно ожидать, что в ближайшем будущем системные аварии в сетях мегаполисов и крупных промышленных центров России будут протекать по «западному» сценарию, при этом определяющим фактором будет устойчивость узлов нагрузки потребителей и перегрузка элементов сети, а не устойчивость параллельной работы генераторов. Первой крупной системной аварией по «западному» сценарию, произошедшей в ЕЭС России, была авария в Московской ЭС в мае 2005 года. Данная авария произошла при нормальной частоте, когда после отключения ряда линий в результате лавинообразного снижения напряжения произошло отключение значительной генерирующей мощности и большого числа потребителей. Таким образом, задачи противодействия лавине напряжения (ЛН) и каскадному отключению линий в ЕЭС России становятся все более актуальными.

Системы противоаварийного управления (ПАУ) призваны не допускать нарушения устойчивости. Ключевая роль в ликвидации аварийной ситуации принадлежит именно системам противоаварийной автоматики (ПА). Анализ, выполненный в работах отечественных и зарубежных авторов (Коган Ф.Л., Воропай Н.И., Смоловик C.B., Kundur Р., Rehtanz С., Lachs W.R. и др.), позволил определить ряд недостатков современных систем ПАУ, которые явились причиной катастрофического развития аварий в западных ЭО. В качестве основных можно выделить низкий уровень отказоустойчивости элементов, а также отсутствие координации локальных устройств. Данные

недостатки свойственны и отечественной системе ПАУ. Следовательно, разработка средств противодействия лавине напряжения и токовой перегрузке связей должна, в том числе, обеспечить координацию локальных устройств автоматики с учетом повышенных требований к отказоустойчивости.

Повышение отказоустойчивости систем ПАУ возможно за счет повышения уровня избыточности (переход к критериям N-2 и N-3). Однако излишняя избыточность, как правило, связана с неоправданно высокими финансовыми затратами, а в ряде случаев вообще нереализуема. Проблема координации локальных устройств может быть решена путем передачи функций координации комплексам ПАУ централизованной автоматики предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ). Однако излишняя централизация приведет к существенному росту стоимости реализации комплексов ПА, а также будет способствовать дальнейшему снижению надежности их 'функционирования вследствие повышения структурной сложности составляющих их систем. Менее очевидным, но более эффективным способом повышения отказоустойчивости и обеспечения координации локальных устройств ПАУ является частичная децентрализация ПА с внедрением адаптивных алгоритмов и передачей части функций на уровень локальных устройств ПАУ, а также на уровень низовых устройств автоматики АПНУ (комплексы локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости (ЛАПНУ)).

В настоящее время в структуре ПАУ ЕЭС России нашли широкое применение лишь принципы локального и централизованного управления. В связи с этим, обозначенная выше децентрализация алгоритмов не может быть реализована без совершенствования существующей структуры системы ПА. Таким образом, при разработке средств противодействия лавине напряжения и каскадному отключению линий требуется не только предложить новые алгоритмы, но и усовершенствовать саму структуру ПАУ ЕЭС России.

В рамках настоящей работы решаются актуальные задачи создания децентрализованных адаптивных алгоритмов ПА на базе мультиагентного подхода для борьбы с лавиной напряжения и каскадным отключением линий. Автоматика на базе предлагаемых алгоритмов в состоянии повысить отказоустойчивость существующей системы ПАУ, а также взять на себя часть функций координации локальных устройств автоматики в рамках комплексов автоматики ограничения перегрузки оборудования (АОПО) и ЛАПНУ. При этом предлагаемые алгоритмы новой децентрализованной системы ПАУ не противоречат существующей структуре ПА, а лишь дополняют ее. Реализация алгоритмов возможна, в том числе, в рамках создания в ЕЭС России интеллектуальной ЭС с активно-адаптивной сетью (ИЭС ААС).

Целью работы является разработка принципов совершенствования существующей структуры ПАУ, а также разработка и проверка (с использованием численных моделей) мультиагентных алгоритмов децентрализованного адаптивного управления ЭС для предотвращения лавины напряжения и каскадного отключения линий.

Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие задачи:

1. Обоснование необходимости совершенствования существующей структуры и алгоритмов ПАУ ЕЭС России с целью предотвращения лавины напряжения и каскадного отключения линий.

2. Разработка алгоритмов и принципов реализации децентрализованной адаптивной автоматики предотвращения JIH и каскадного отключения линий.

3. Разработка программного обеспечения на базе мультиагентного подхода, необходимого для численной проверки предложенных алгоритмов.

4. Проверка алгоритмов противодействия JIH и каскадному отключению линий на численных моделях с использованием разработанного программного обеспечения.

Методы исследования. Реализация подходов выполнена с использованием элементов теорий искусственного интеллекта, конечных автоматов, методов теории оптимизации. Моделирование поведения ЭС выполнялось с использованием систем алгебраических (уравнения установившегося режима (УР) ЭС) и дифференциально-алгебраических уравнений (уравнения динамики ЭС). Программная реализация выполнена с использованием объектно-ориентированного и структурного подходов на базе системы MatLab (расчетная среда пакета PSAT), а также на базе агентной платформы JADE. Объединение расчетной и агентной сред выполнено с использованием объектно-ориентированного языка JAVA.

Научная новизна. В результате выполнения работы получены новые научные результаты:

1. Предложены новые подходы к совершенствованию существующей структуры ПАУ ЕЭС России, которые позволят внедрить децентрализованные адаптивные алгоритмы противодействия лавине напряжения и каскадному отключению линий.

2. Разработаны оригинальные мультиагентные алгоритмы и принципы реализации распределенных адаптивных систем для предотвращения каскадного развития аварий, вызванных нарушением устойчивости по напряжению или перегрузкой элементов сети.

3. Предложены, на базе разработанных алгоритмов, новые принципы повышения отказоустойчивости систем ПАУ, основанные на частичной децентрализации с внедрением свойств адаптивности, что в свою очередь позволит отказаться от избыточного резервирования систем ПАУ.

4. Решена новая задача реализации компьютерной модели системы ПАУ, использующей мультиагентные алгоритмы распределенного адаптивного управления.

На защиту выносятся: 1. Новые подходы к совершенствованию существующей структуры ПАУ ЕЭС России, которые позволят внедрить децентрализованные адаптивные алгоритмы противодействия ЛН и каскадному отключению линий.

2. Принципы реализации отказоустойчивых распределенных адаптивных систем ПАУ предотвращения лавины напряжения и каскадного отключения линий.

3. Мультиагентные алгоритмы распределенных адаптивных систем ПАУ предотвращения лавины напряжения и каскадного отключения линий.

4. Программное обеспечение, предназначенное для моделирования мультиа-гентных децентрализованных адаптивных систем ПАУ.

Практическая значимость результатов. Предложенные алгоритмы и программная реализация использовались в рамках следующих работ:

1. Международный проект ICOEUR, посвященный стратегии объединения ЕЭС России и Европейской ЭЭС. В частности, предложенная автором концепция объединения расчетной и агентной сред была реализована в программном комплексе Eurostag®. Полученная гибридная программная среда использовалась для решения широкого круга задач в рамках проекта ICOEUR.

2. НИР «Разработка принципов построения и алгоритмов распределенной адаптивной САОН в Иркутской ЭЭС».

3. Программные средства моделирования поведения ЭЭС, разработанные при выполнении настоящей работы, применялись для решения широкого круга задач в рамках различных НИОКР: ОКР «Разработка принципов функционирования ЛАПНУ Харанорской ГРЭС»; НИР «Разработка концепции Smart Grid с учётом развития сети 220 кВ энергосистемы ОАО «Магаданэнерго»; НИР «Расчет электрических режимов энергосистемы Магаданской области для выбора вариантов организации электроснабжения месторождения «Родионовское», и т.д.

Публикации. Основные методические положения диссертации и результаты исследований опубликованы в 26 работах, в том числе в 2 работах в изданиях, рекомендованных ВАК, и 3 работах в реферируемых зарубежных изданиях. Получен 1 патент на способ автоматического распределенного отключения нагрузки для целей снижения перетоков активной мощности по элементам энергосистемы при их перегрузке.

Личный вклад автора. Все теоретические и методические положения, данные численного эксперимента, а также аналитические результаты были получены лично соискателем. Постановка задач и анализ результатов обсуждались совместно с научным руководителем.

Структура и объем диссертации. Работа состоит из четырех глав, списка сокращений, введения, заключения, списка использованных источников из 101 наименования, списка публикаций соискателя из 27 наименований и пяти приложений. Работа включает 188 страниц основного текста, 77 рисунков и 3 таблицы.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследования, аргументирована научная новизна, показана научно-практическая значимость полученных результатов, пред-

ставлены положения, выносимые на защиту, приведено краткое содержание работы.

В первой главе «Характеристика проблемы и постановка задачи диссертации» показано, что стадия каскадного развития большого числа крупных системных аварий в ЭО промышленно развитых стран, как правило, протекала по одному сценарию и включала медленную и быструю фазы (рисунок 1). Подобное разделение стадии каскада на фазы наиболее характерно для аварий в западных ЭО, поэтому подобный сценарий можно условно называть «западным».

В фазе медленного развития длительное ухудшение ситуации предоставляло возможность реализовать управляющие воздействия (УВ), которые предотвращали бы дальнейшую цепь каскадных событий. В быстрой фазе обычно было слишком поздно пытаться остановить развитие аварии. На данном этапе именно лавина напряжения и каскадное отключение элементов сети приводило к погашению большей части системы.

Инициирующие события

Конечное состояние

ПРЕДАВАРИЙНОЕ

СОСТОЯНИЕ

_,

КАСКАДНОЕ РАЗВИТИЕ АВАРИИ

ВОССТАНОВЛЕНИЕ

МЕДЛЕННОЕ РАЗВИТИЕ АВАРИИ

т

БЫСТРОЕ РАЗВИТИЕ АВАРИИ

т

Запускающие события Рисунок 1 Характерные фазы развития системной аварии

Далее в диссертации дается описание связи структурных особенностей ЭЭС с преобладанием различных видов ограничений. Отмечается, что рост экономики РФ в условиях рынка способствует развитию крупных промышленных и деловых центров, свойства элетросетевой структуры которых схожи со свойствами западных ЭО. В связи с этим ожидается, что в ближайшем будущем системные аварии в сетях крупных промышленных и деловых центров России будут протекать по «западному» сценарию, при этом определяющим фактором станет устойчивость по напряжению и перегрузка элементов сети, а не устойчивость параллельной работы генераторов. Отмечается, что ключевыми недостатками как зарубежных, так и отечественных систем ПАУ являются низкая отказоустойчивость и отсутствие координации локальных устройств. На примере простой тестовой модели анализируются механизмы, лежащие в основе Московской аварии 2005 года, первой аварии, протекавшей по «западному» сценарию.

Далее приведен анализ существующих принципов и методов ПАУ ЕЭС России. Подробно рассмотрена структура, аппаратная база, алгоритмы, а также краткосрочные перспективы развития системы АННУ. Выполнен анализ недостатков отечественной ПА с позиции необходимости дальнейшего внедрения новых средств противодействия лавине напряжения и каскадному отключению линий. При этом особое внимание уделяется вопросам отказоустойчивости и координации локальных устройств. Доказывается, что для противодействия ЛН и каскадному отключению линий необходима частичная децентрализация ПА с внедрением адаптивных алгоритмов и передачей части функций на уровень локальных устройств ПА У, а также на уровень низовых устройств автоматики АПНУ (комплексы ЛАПНУ), В частности, предлагается выполнить частичную децентрализацию на уровне низовых устройств ЛАПНУ с внедрением горизонтальных информационных связей (рисунок 2).

КС ПА

4 цспа л

.л:

КС ПА

цспа2

) цспа 1 г-

(^ксГ)

лапну 1

Р

лапну 2

лапну 1

ЩЕ1

* цспа

цспа 1

Т7

цспа 2 » '■

лапну 1

лапну т

лапну 2_7

—т—

(КС2)

лапну 1

лапнут

| лапну 2_Э

лапну2

лапну 2 2

а), существующая структура АПНУ б), предложенная структура АПНУ Рисунок 2 Частичная децентрализация системы АПНУ на уровне ЛАПНУ, необходимая для внедрения алгоритмов противодействия ЛН

Для понимания возможного места децентрализованной адаптивной автоматики в структуре существующих средств ПА предлагается расширенная классификация принципов ПАУ и их аппаратной реализации. Отмечается, что задача моделирования системы ПАУ, использующей алгоритмы распределенного управления, состоит в моделировании поведения некоторого количества устройств ПА (агентов), каждый из которых реализует свое собственное поведение. Доказывается, что эффективная реализация подобной компьютерной модели возможна на базе параллельных вычислений с использованием мультиагентного подхода. Дается краткий литературный обзор работ, посвященных применению мультиагентного подхода в энергетике. В заключении формулируется перечень задач диссертации.

Во второй главе «Принципы организации и алгоритмы функционирования автоматик предотвращения ЛН и каскадного отключения линий» выделяется три основных особенности разрабатываемых алгоритмов: информа-

тизация, масштабируемость и декомпозиция (кластеризация). Информатизация - реализация предлагаемых алгоритмов невозможна без развития информационных систем передачи данных. Масштабируемость - унификация алгоритмов должна способствовать минимизации стоимости проектно-конструкторских работ. Декомпозиция минимизирует объем передаваемых данных, а также позволяет учесть структурные особенности отдельных подсистем. Для декомпозиции на подсистемы предлагается использовать усовершенствованный частотный метод разделения графа, относящийся к классу спектральных алгоритмов. Показано, что применительно к задачам противодействия лавине напряжения и токовой перегрузке связей разделение графа сети может быть сведено к задаче разбиения ЭЭС на подсистемы с максимальной электрической связностью. В качестве меры связности принимаются элементы матрицы собственных и взаимных проводимостей рассматриваемой сети.

Далее дается описание общих принципов построения агентных систем: их архитектуры, коммуникации и координации в мультиагентных системах (MAC). Отмечается, что системы ПАУ обеспечения устойчивости по напряжению и предотвращения токовых перегрузок элементов ЭС целесообразно реализовывать как многослойные структуры с использованием распределенного мультиагентного планирования.

Мультиагентная автоматика (МАА) предотвращения лавины напряжения. Для моделирования поведения ЭС при исследовании лавины напряжения предлагается использовать дифференциально-алгебраические уравнения динамики ЭС в традиционном виде, т.е. с разделением переменных быстрых и медленных процессов. При этом особое внимание уделяется моделям систем возбуждения (автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) + ограничители перегрузки (ОП)) и узлов нагрузки. На основании анализа работ отечественных и зарубежных авторов (Войтов О.Н., Голуб И.И., Andersson G., Wang H.F. и др.) предлагаются принципы организации и алгоритмы функционирования автоматики предотвращения лавины напряжения. Отмечается, что с учетом предложенной в работе частичной децентрализации низовых устройств АПНУ, именно ЛАПНУ может стать тем самым звеном системы ПАУ, которое будет использовано для внедрения МАА предотвращения JIH (рисунок 2).

МАА предотвращения J1H вступает в работу при приближении токов статора или ротора генераторов в контролируемой подсистеме к околокритическим значениям и реализует набор простых УВ, обеспечивающий быстрый контроль реактивной мощности (Q) с целью предотвращения лавины напряжения. Для реализации предлагаемой МАА, ЭС должна быть разбита на подсистемы с минимальной взаимной связностью, в каждой из выделенных подсистем должна быть реализована своя MAC ПАУ. Разбиение на подсистемы может быть выполнено с использованием предложенного метода декомпозиции.

Предлагаемая MAC ПАУ состоит из двух типов агентов: агенты нагрузки (АН) и агенты генерации (АГ) (рисунок 3). Любой агент в любой момент времени имеет доступ к следующему набору локальных данных:

• параметры режима - первичное и вторичное напряжение, перетоки активной мощности и т.д.;

• характеристики работы оборудования - напряжения генераторов, отпайки устройств регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), токи возбуждения, сигналы о фиксации отключения линий (ФОЛ), генераторов (ФОГ) и т.д.

Любой агент в любой момент времени имеет две цели:

• локальная - заключается в поддержании локальных параметров режима и характеристик работы контролируемого оборудования в допустимых пределах;

• глобальная - заключается в предотвращении лавины напряжения в контролируемой подсистеме.

сеть высокого напряжения (передающая часть сети)

" Децентрали

— •

АН

103

АН - Агент нагрузки gV g АГ - Агент генератора n 1 <*>"

© ©

Контролируемая подсистема.

Рисунок 3 Тестовая схема, иллюстрирующая основные принципы реализации МАА предотвращения лавины напряжения

Агенты объединены посредством общей информационной среды, внутри которой возможен обмен сообщениями. Знания агента о подсистеме формируются в виде базы коэффициентов чувствительности (элементов матрицы Якоби уравнений УР):

Д и ди

дд\д8

5U

где Л2 и лгу - вектора инкрементных изменений инъекции реактивнои мощности и напряжений в узлах ЭЭС; Щ, Щ, Ц, - элементы матрицы

ди дд дд ди

Якоби системы уравнений УР.

Коэффициенты (1) вычисляются единожды для каждой из рассматриваемых топологий, они слабо зависят от уровня нагрузок ЭЭС, однако существенным образом зависят от топологии. Для получения информации о текущей топологии, агенты в процессе общения «прикрепляют» к сообщениям дополнительную информацию об отключении тех или иных связей. Дадим описание МАА на примере блок-схемы на рисунке 4.

АН1 содержит трансформатор передающей части сети, регулирование Q осуществляется за счет изменения отпайки РПН. АН2 - нагрузочная ПС

<ВЫХОО

Рисунок 4 Алгоритм функционирования МАА предотвращения JIH

АГЗ пытается ликвидировать перегрузку при приближении тока статора и/или ротора к предельной величине. Для этого он отправляет запросы АГ и АН, которые в состоянии снизить дефицит в подсистеме. В частности, АГ1 и АГ2 могут снизить дефицит за счет выработки дополнительной реактивной мощности. АН1, содержащий трансформатор передающей части сети, может снизить дефицит за счет переключения отпайки РПН. Помимо запросов на выработку АГЗ выполняет запрос о временной блокировке РПН нагрузочных трансформаторов АН2 (рисунок 4,А).

В ответ на свои запросы, АГЗ может получить отказ, либо согласие. Согласие означает, что агент способен увеличить выработку (2, отказ свидетельствует об обратном. Например, причиной отказа для АГ может стать перегрузка ротора и/или статора, для АН - перегрузка или отключение трансформатора, недопустимое локальное снижение или увеличение напряжения, крайнее положение отпайки РПН. Получив все или часть ответов1, АГ формирует и рассылает запросы на выработку реактивной мощности агентам, ответившим согласием (рисунок 4,Б). Запрос о выработке должен, в том числе, содержать информацию о скорости изменения уставки АРВ, или о скорости переключения отпаек РПН трансформатора передающей части сети. Данная информация формируется перегруженным АГ на основании имеющейся у него базы знаний коэффициентов (1), а также исходя из знания о текущей топологии контролируемой подсистемы.

Спустя некоторое время, АГЗ получит сообщения, которые свидетельствуют о завершении выработки С! агентами (рисунок 4,Г). Если перегрузка будет снята до того, как закончится процесс увеличения выработки (}, АГЗ должен будет заблокировать дальнейшее увеличение выработки путем рассылки блокирующих сообщений (рисунок 4,В). Даже в случае сбоев в работе автоматики, реализуемые УВ не приведут к ухудшению ситуации, так как они будут ограничены локальной целью агента.

Если процесс увеличения выработки (2 закончился, но АГЗ все еще находится в перегруженном состоянии, то он начнет процедуру отключения нагрузки потребителей (рисунок 4,Г). АГЗ отправит п запросов АН (в том числе и АН2), получит от них т согласий (т<п) и к отказов. Затем АГЗ отправит./ сообщений о необходимости отключения нагрузки (ОН) тем АН, которые окажут максимальное влияние на загрузку контролируемых им генераторов (рисунок 4,Д). АН2, получив сообщение, начинает отключать нагрузку на шинах своей подстанции до тех пор, пока не получит повторное сообщение от АГЗ о необходимости завершения процедуры ОН (рисунок 4,Е), после чего выполняется деблокировка РПН трансформаторов нагрузки. В рамках конкретной реализации, алгоритм ОН может быть изменен.

МАА предотвращения каскадного отключения линий. Для настройки, а также для исследования поведения данной автоматики вместо

1 Если в течение некоторого времени АГ не получит ответы от всех агентов, к которым выполнялся запрос, он «решит», что часть агентов вышла из строя и автоматически перейдет к дальнейшим действиям.

сложных динамических моделей предлагается использовать уравнения УР с распределенным балансирующим узлом. Данный подход, с одной стороны, позволит упростить настройку и функционирование автоматики, с другой стороны, позволит достаточно точно учесть работу системы АРЧМ. На основании анализа работ отечественных и зарубежных авторов (Воропай Н.И., Этингов П.В., Аюев Б.И., Rehtanz С., Andersson G. и др.) предлагаются принципы организации и алгоритмы функционирования автоматики. Предполагается, что автоматика АОПО может стать тем звеном системы ПАУ, которое в дальнейшем будет использовано для применения предложенных алгоритмов предотвращения каскадного отключения линий.

МАА предотвращения каскадного отключения линий вступает в работу при перегрузке одной или более связей. В качестве УВ МАА реализует ОН потребителей. Знания агента о подсистеме формируются в виде базы коэффициентов влияния:

1). Коэффициент влияния нагрузки в узле i на переток мощности по некоторой связи j:

АР. .

^ (2) load i

где dPjinej - изменение перетока по j-ой связи и соответствующее ему изменение нагрузки ¿!'load i в г-ом узле.

2). Коэффициент влияния отключения связи m на изменение перетока по j-ой связи:

АР.. . = _hnej_

Щ АР,.

line m

где АР,. . - изменение перетока по j-ой связи и соответствующее ему измен/те j

нение перетока по m-ой связи.

Например, в случае отключения m-ой связи с одновременным изменением нагрузки в г-ом узле послеаварийный переток мощности по 7-ой связи может быть вычислен как:

Purent =р0+к Ар .рО (4)

j J 'J load i rmj m ^ '

где и Р^ - соответственно доаварийные перетоки мощности по j-ой и т-j m

ой связям; p<jurrent . послеаварийный переток мощности по j-ой связи;

^Pload i 'изменение нагрузки в 1-ом узле.

Коэффициенты (2)-(3), слабо зависящие от уровня нагрузок ЭС и существенно от топологии сети, могут принимать как положительные, так и отрицательные значения. Как и в случае МАА предотвращения ЛН, для реализации предлагаемой МАА защищаемая ЭС предварительно должна быть разбита на совокупность подсистем с минимальной взаимной связностью. Разбиение на подсистемы может быть выполнено с использованием предложенного

метода декомпозиции. Из полученного множества подсистем должны быть сформированы контролируемые подсистемы (районы ПАУ), т.е. подсистемы, внутри которых имеются технические возможности для создания информационной структуры управления нагрузкой и реализации межагентного взаимодействия. Для каждого района ПАУ (контролируемой подсистемы) должна быть сформирована своя база коэффициентов влияния (2)-(3). Внутри каждого района ПАУ выбирается один координирующий агент (КА), который возьмет на себя роль координации УВ внутри подсистемы. В случае отказа КА функция координации автоматически передается другому, заранее определенному агенту внутри подсистемы.

На рисунке 5 представлена блок-схема алгоритма работы КА. В блоке 8 с определенной цикличностью выполняется расчет коэффициентов влияния (2)-(3) для текущей режимной ситуации. Несмотря на то, что коэффициенты (2)-(3) слабо зависят от режима, реализация блока 8 все-таки является предпочтительной, так как позволит вычислять УВ с большей точностью. На цикл расчетов в блоке 8 не накладываются какие-либо строгие временные ограничения. В блок 1 поступают сведения о текущем состоянии узлов нагрузки и топологии сети, а также сообщения о перегрузке связей. Если КА перестает получать информацию о текущем состоянии нагрузки какого-либо узла, данный узел исключается из рассмотрения.

Блок расчета коэффициентов чувствительности Г

ВХОД

Информация о Коэффициентах чувствительности

А_£

Выбор таблицы коэффициентов чувствительности Расчет оптимальней объема ОН

Блок сбора и анализа информации

Состояние узлов нагрузки. ССПИ ^ Перетоки по связям.

Информация о _ топологии сети

м

Информация о "топологии сети~

КООРДИНИРУЮЩИЙ АГЕНТ »СА>

Состояние узлов нагрузки. Перетоки по связям.

НЕУСПЕШНО

Формирование списка дополнительных

УСПЕШНО

ВЫХОД Передача управления ^

Выдача УВ ~

Рисунок 5 Блок-схема алгоритма координирующего агента

В блоках 1 и 2 циклически анализируется текущая загрузка связей контролируемой подсистемы. Перегрузка фиксируется в двух случаях:

1. При неизменной топологии блок 1 получает по каналам системы сбора и передачи информации (ССПИ) текущую телеинформацию о перетоках и сравнивает значения текущих и максимально допустимых перетоков. В случае превышения фиксируется перегрузка одной или более связей;

2. По факту изменения топологии сети (сигналы ФОЛ и ФОТ устройств передачи аварийных сигналов и команд (УПАСК)) блок 1 вычисляет после-аварийные перетоки мощности с использованием коэффициентов влияния (3) в соответствии с выражением (4). Полученные значения сравниваются с величиной максимально допустимых перетоков. В случае превышения фиксируется перегрузка одной или более связей.

По факту получения сообщения о перегрузке одной или более связей (блок 2), управление передается в блок 3. На первом цикле прохождения алгоритма во множество анализируемых связей N включаются лишь перегруженные связи, текущий переток мощности по которым был получен внутри сообщения о перегрузке, либо был вычислен на основании выражения (4). Внутрь блока 3 от УПАСК передается информация о текущей топологии контролируемой подсистемы, на основании которой выполняется выбор таблицы коэффициентов влияния, после чего производится расчет оптимального объема УВ с использованием следующей процедуры оптимизации: min I C.áP, ,. isВ ' loadl

ртах_pcurrent + £ k jp >0JgN (5)

J J izB V loadl 1 ;

o<dP, ,.<.pfurrfnt.i^B load i load i

где В - множество узлов нагрузки, участвующих в работе автоматики; N -множество анализируемых связей; AP¡oac¡ ¡ - объем отключения i - ой нагрузки; С. - весовой коэффициент, определяющий приоритет отключаемой нагрузки2; Р®2* и p^urrent . максимально допустимый и текущий переток мощности по у'-ой связи, jeN; k.j - коэффициент влияния изменения í-ой

нагрузки на переток поу'-ой связи; - текущее значение величины ¡'-ой

нагрузки.

Реализация процедуры в блоке 3 считается неуспешной, если: 1. Не удалось получить необходимую информацию о топологии и / или перетоках мощности. Если КА не получил информацию о текущем состоянии некоторых связей, он выполняет серию расчетов для всевозможных сочетаний включения/отключения данных связей и сравнивает полученные результаты. Расчет считается успешным, если максимальная разница между различными решениями меньше некоторой задан-

2 В первую очередь от действия автоматики будет отключаться нагрузка с меньшим значением весового коэффициента С„ т.е. нагрузка с меньшим приоритетом.

ной величины. Также текущая топология может быть идентифицирована исходя из телеинформации, которая поступает в блок 3. Сравнивая текущие и рассчитанные с помощью выражения (4) послеаварийные перетоки, можно в ряде случаев идентифицировать недостающую информацию о топологии. 2. Не было найдено решение оптимизационной задачи (5).

Если работа блока 3 не была завершена успешно, выполнение алгоритма завершается, и управление передается другим устройствам ПАУ (например, локальной автоматике АОПО, которая будет действовать с большей выдержкой времени), и/или оперативному персоналу (блок 5). Иначе формируется список связей, которые подлежат дополнительной проверке (блок 4), с этой целью выполняется следующий расчет:

apline=k-apload (6)

где ЛРцхр - матрица приращений перетоков активной мощности по связям

контролируемой подсистемы; К - матрица коэффициентов влияния (блок 5); dPLOAD ' магРнца полученная при решении (5).

Связь добавляется в список, если переток по ней становится больше некоторой заданной величины и если данная связь до этого не входила во множество анализируемых связей N. Если сформированный таким образом список дополнительных связей окажется пуст (блок 6), агент реализует рассчитанный объем УВ (блок 7). Иначе, множество N дополняется связями из сформированного списка (блок 4), и управление вновь передается в блок 3. При повторном прохождении алгоритма в блоке 3 может дополнительно запрашиваться информация о текущих перетоках активной мощности по связям, список которых был сформирован в блоке 4 при предыдущем прохождении алгоритма. Данная информация также может быть получена с использованием выражения (4). Предложенный алгоритм КА использует лишь минимально необходимый объем данных, при этом он пытается сохранить работоспособность при потере измерений.

Для анализа работоспособности предложенных алгоритмов, в третьей главе «Программная реализация МАА» приводится общая концепция программной реализации MAC, суть которой заключается в объединении и синхронизации существующих расчетных (MatLab/PSAT) и агентных (JADE) сред с открытым кодом, рисунок 6:

1. При объединении взаимодействие между MatLab / PSAT и JADE осуществляется при помощи объектов JAVA (бокс-агентов), при этом весь процесс функционирования MAC ПАУ переносится внутрь оперативной памяти, без привлечения жесткого диска, что позволяет в разы ускорить процесс моделирования.

2. Синхронизация. При несинхронном доступе к бокс-агенту, с высокой долей вероятности могут возникнуть конфликты работы приложений (MatLab / PSAT и JADE). Суть предложенного механизма синхронизации состоит в сдерживании одного приложения от работы с бокс-агентом, пока второе приложение находится в процессе работы с ним. За счет предложенного

механизма осуществляется синхронизация и исключается возможность конфликтов. Кроме того, процесс временной блокировки как среды MaîLab / PSAT, так и агентов в среде JADE обеспечивает существенную экономию процессорного времени и позволяет высвободить ресурсы си-

Основной особенностью предлагаемого подхода является использование возможностей параллельных вычислений языка JAVA. В главе также приводятся подробности программной реализации каждой из предложенных автоматик. МАА предотвращения лавины напряжения реализуется на базе параллельных вычислений в рамках предложенного подхода. Поведения АГ и АН представлены в виде конечных автоматов, переход между состояниями которых осуществляется по факту возникновения тех или иных событий. Реализация поведения в виде конечных автоматов позволяет существенно упростить процесс программирования. В главе также приводится подробный анализ протоколов межагентного взаимодействия АГ и АН в среде JADE.

Рисунок 6 Механизм взаимодействия расчетного модуля (MatLab / PSAT) и агентной платформы (JADE)

В связи с наличием централизованного узла управления (координирующего агента) численная проверка алгоритма предотвращения каскадного отключения линий осуществляется с использованием структурного программирования без применения параллельных вычислений.

В четвертой главе «Исследование поведения МАА с использованием разработанной программной реализации» представлены результаты численного моделирования на тестовых схемах.

МАА предотвращения лавины напряжения. Тестовая схема приведена на рисунке 3. При исследовании не анализировался вопрос противодействия лавине напряжения за счет реализации централизованных алгоритмов АПНУ (ЛАПНУ). Возможно, что некоторый централизованный алгоритм ПАУ позволит реализовывать эффективные УВ. Однако в работе было показано, что подобного рода централизованные алгоритмы не лишены недостатков, при этом они могут потребовать существенно большего объема финансовых вложений в инфраструктуру и программное обеспечение. В данном случае, основной целью моделирования является демонстрация свойств адаптивности и отказоустойчивости МАА.

При исследовании сравнивались два варианта реализации ПАУ:

стемы.

воздействия

воздействия

1. Без реализации ЛАПНУ - функционируют только локальные регуляторы (АРВ, АРС, РПН), действия которых не координируются.

2. Реализация МАЛ (децентрализованная ЛАПНУ) - работа локальных регуляторов координируется МАА.

Для подтверждения свойств адаптивности и отказоустойчивости рассмотрим отключение трансформатора 101-208 (рисунок 3) в момент времени t=10 с при следующих условиях:

1. Сценарий 1: Без УВ от MAC ПАУ;

2. Сценарий 2: УВ от MAC ПАУ, в работе все АН и АГ;

3. Сценарий 3: УВ от MAC ПАУ, функционируют АГ203, АН206 и АН204, все остальные АГ и АН выведены из работы.

Сценарий 1: Без УВ от MAC ПАУ. Результаты анализа устойчивости приведены на рисунке 7. Отключение трансформатора 101-208 в момент времени t=10 с приводит к перегрузке генераторов, контролируемых АГ 201, их ток возбуждения быстро достигает предельного значения (2.5 отн.ед.).

Примерно через 15 с после начала аварии автоматика регулирования коэффициента трансформации (АРКТ) на трансформаторах нагрузки распределительной части сети начинает переключать отпайки РПН, стараясь повысить вторичное напряжение на нагрузке. Работа АРКТ приводит к последовательной перегрузке всех генераторов в подсистеме. В момент времени порядка 300 с все генераторы выходят на предел по току ротора, после чего в системе не остается резервов р. Дальнейшее снижение напряжения вследствие работы ОП АРВ ухудшает ситуацию, приводя к снижению выработки батареями статических конденсаторов. В момент времени 500 с за счет действия АРКТ, а также вследствие нехватки 0 первичные напряжения на ши-

! Ток статора, отн.ед. о m 200 зоо

_._ 2' 1 ии-iuy Ж/iï; MUM t I UK JJU 1

400 500 600 700 800 0 100 200 300 Ш

Рисунок 7 Осциллограммы. Сценарий I.

Ток возбуждения (ток ротора), отн.ед.;_\_j

I 100 200 300 400 500 600 700 800

нах нагрузки в подсистеме достигают 0.8 Uhom, при этом напряжения на вторичной стороне близки к номинальным.

В рассматриваемой ситуации автоматика ограничения снижения напряжения (АОСН), установленная на стороне низкого напряжения нагрузки, не сработает, так как не сможет зафиксировать критического снижения напряжения в первичной сети. АОСН, установленная на стороне высокого напряжения, безусловно, почувствует «сползание» режима, однако нельзя быть до конца уверенным в том, что она сумеет реализовать достаточный объем ОН до того, как вследствие перегрузки начнется отключение генераторов и / или BJI от действия защит.

С момента времени 500 с происходит резкое лавинообразное снижение напряжения. Лавина напряжения, возникающая в момент времени 600 с, сопровождается резким ростом токов и снижением напряжений статоров генераторов, что, безусловно, приведет к отключению генераторов и / или ВЛ в подсистеме. В рассматриваемой ситуации сложно гарантировать своевременное и в достаточном объеме ОН от действия АОСН. Таким образом, отсутствие координации локальных устройств ПА может вызвать лавину напряжения, которая приведет к полному погашению подсистемы с последующим каскадным распространением аварии на близлежащие районы.

Сценарий 2: УВ от MAC ПАУ, в работе все АН и АГ. Результаты анализа устойчивости приведены на рисунке 8. Как и в предыдущем случае, отключение трансформатора 101-208 приводит к быстрой перегрузке генераторов, контролируемых АГ201.

1.2

г—-

— ....

JF——- ___ --

¥

^ | —в АГ201 ls303 ---АГ20215306 -АГ203 l„307 j

Ток статора, отн.ед. \

Ifmax„303=2.5; lfmax„306=3.0; lfmax_ 307=3.5;

i т.« АГ201 lfQ303 ---АГ202 lfG306 - АГ203 lfa307

/ ! j

#4-. _______

L --------- 1

f Ток возбуждения (ток ротора), отн.ед

100 1S0 200 250 300 350 400 0 50 100 150 200 250 300 350 400

Рисунок 8 Осциллограммы. Сценарий 2.

Зафиксировав перегрузку (снижение уставки АРВ), АГ201 отправляет запросы на увеличение выработки АГ202 и АГ203, а также АН, которые содержат трансформаторы передающей части сети (Узлы 101-103). Одновре-

менно АГ201 отправляет запросы о блокировке РПН трансформаторов нагрузки (Узлы 204-210). На запрос о выработке Q АН101 отвечает отказом (он фиксирует факт отключения трансформатора), АГ202, АГ203, АН102 и АН103 отвечают согласием. После этого АГ201 «просит» ответивших согласием агентов начать выработку Q. АГ202 и АГ203 начинают изменять уставку АРВ и переключать отпайки РПН генераторных трансформаторов. АН102 и АН 103 начинают повышать вторичное напряжение за счет переключения отпаек РПН. Скорости изменения уставок АРВ АГ202 и АГ203 будут разными, они будут определены АГ201 на основании анализа базы коэффициентов чувствительности (1) и знания о текущей топологии сети. Чем выше взаимное влияние АГ, тем быстрее происходит набор реактивной мощности. Информация о текущей топологии подсистемы передается при обмене сообщениями между агентами.

Возбуждение генераторов АГ202 за короткий промежуток времени достигает предельного значения (3 отн.ед.), после чего он отправляет АГ201 сообщение, свидетельствующее о завершении процедуры выработки Q. АН 102 также достаточно быстро отправляет сообщение о завершении выработки Q, так как первичное напряжение трансформатора 102-209 снижается до 0.9 Uhom. Совместные действия АГ и АН позволяют разгрузить генераторы, контролируемые АГ201. После того, как уставка АРВ генераторов 301303 достигает доаварийного значения, АГ201 отправляет сообщения о завершении работы МАА всем агентам, которые еще не закончили выработку Q. Вслед за этим, АГ201 деблокирует АРКТ АН204 - АН210. Таким образом, после потери трансформатора связи подсистема обладала необходимым запасом реактивной мощности, правильное и своевременное использование которой позволило предотвратить развитие аварии без реализации ОН потребителей.

Сценарий 3: УВ от MAC ПАУ, функционируют АГ203, АН206 и АН204, все остальные АГ и АН выведены из работы. Результаты анализа устойчивости приведены на рисунке 9.

После отключения трансформатора 101-208 возникает последовательная перегрузка генераторов, контролируемых АГ201 (Узлы 301-303), а затем и генераторов, контролируемых АГ202 (Узлы 304-306). В связи с тем, что большая часть агентов выведена из работы, МАА не реагирует на возникающие перегрузки, которые ликвидируются локально устройствами ОП АРВ генераторов.

В момент времени 300 с перегружаются генераторы АГ203 (Узлы 307309). АГ203 отправляет запросы на увеличение выработки Q АГ201 и АГ202, а также АН, которые содержат трансформаторы передающей части сети (АН101-АН103). Одновременно АГ203 отправляет запросы на блокировку РПН трансформаторов нагрузки АН204-АН210. Так как большая часть агентов MAC выведена из работы, АГ203 не получает ни одного подтверждения о возможности выработки Q. Не дождавшись ответов, АГ203 решает начать процедуру ОН. Для этого АГ 203 отправляет сообщения АН204-АН210 с запросом о возможности реализации ОН. АН204 и АН206 - единственные аген-

ты, находящиеся в работе, отвечают согласием. АГ203 запускает процедуру ОН. После снятия перегрузки АГ203 завершает процедуру ОН и деблокирует РПН нагрузочных трансформаторов.

Вследствие отказа большого количества агентов генераторы, контролируемые АГ201 и АГ202, продолжат работать при сниженном значении уставки АРВ и с околокритическими токами возбуждения. Однако данное обстоятельство ни в коем случае не свидетельствует о низкой эффективности МАА, так как в случае возникновения последующих тяжелых возмущений, MAC ПАУ будет способна реализовать быстрые и эффективные УВ. Подобная ситуация рассмотрена в тексте диссертации. Таким образом, после потери AT связи даже в случае отказа большого количества агентов MAC ПАУ в состоянии предотвратить лавину напряжения за счет быстрой реализации минимального объема ОН. Приведенный пример демонстрирует высокий уровень отказоустойчивости предлагаемой агентной автоматики.

■.АГ201 Uf 303 ---AT202UfG306 -

По результатам анализа работы МАА предотвращения лавины напряжения сделаны следующие выводы: Отсутствие координации локальных устройств ПА может вызвать ЛН, которая приведет к каскадному развитию аварии. Предлагаемая МАА в состоянии предотвратить неконтролируемое развитие ситуации за счет своевременного перераспределение Q, что зачастую позволяет избежать реализации ОН потребителей. Сценарий 1, система потеряла устойчивость; Сценарий 2, устойчивость была сохранена без реализации ОН. Даже в случае отказа большого числа агентов МАА в состоянии идентифицировать аварийную ситуацию и реализовать необходимый объем УВ, что свидетельствует о высоком уровне отказоустойчивости предлагаемой автоматики.

. АГ201 L303 ___АГ202 U

статора, отн.ед.

200 400

Гок возбуждения (ток ротора), отн.ед. ; 200 400 600 800 1000

Рисунок 9 Осциллограммы. Сценарий 3.

0 81

Первичные и Вторичные Напряжения Нагрузки, отн.ед.

Напряжение АРВ, отн.ед.

МАА предотвращения каскадного отключения линий. В данном случае также не выполнялось сравнение предлагаемых алгоритмов с централизованными. Свойства отказоустойчивости автоматики обусловлены, по большей части, возможностью функционирования МАА в условиях отсутствия полной информации о состоянии системы.

28 узловая тестовая схема, включающая два класса напряжений (69 кВ и 13.8 кВ), приведена на рисунке 10, она включает две подсистемы, объединенные на стороне низкого напряжения тремя линиями. В исходном режиме переток мощности величиной порядка 15 МВт был направлен из Подсистемы А в Подсистему Б. Цели анализа:

1. Проверка алгоритмов на примере сложносвязной системы. Для этого все связи тестовой схемы были нормально включены.

2. Проверка работоспособности алгоритмов при сильном искажении исходного режима (искажении коэффициентов влияния). Для этого исследования проводились в сети низкого напряжения 13.8 кВ, для которой характерно относительно высокое отношение ЯУХ линий.

Рисунок 10 Тестовая схема для исследования МАА предотвращения каскадного отключения линий

Весь объем УВ в виде ОН был расположен в Подсистеме А, т.е. границы контролируемой подсистемы (района ПАУ) совпадали с границами Подсистемы А.

Рассмотрим отключение связи 2-5 в контролируемой Подсистеме А при различных схемно-режимных условиях:

1. Сценарий №1. Неконтролируемая Подсистема Б: полная схема сети. Контролируемая Подсистема Ах весовые коэффициенты С„ определяющие приоритет отключаемой нагрузки, равны между собой.

2. Сценарий №2. Неконтролируемая Подсистема Б: полная схема сети. Контролируемая Подсистема А: высокое значение коэффициентов С) в узлах нагрузки 12, 13 и 14.

3. Сценарий №3. Неконтролируемая Подсистема Б: отключены связи 2025, 23-28, 26-27, 15-19. Контролируемая Подсистема Ах весовые коэффициенты С/, определяющие приоритет отключаемой нагрузки, равны между собой.

4. Сценарий №4. Неконтролируемая Подсистема Б: потеря большого объема генерации. Контролируемая Подсистема А: весовые коэффициенты С,-, определяющие приоритет отключаемой нагрузки, равны между собой.

Особо отметим, что все расчеты выполнялись с использованием одного набора коэффициентов влияния (коэффициентов базового режима). Результаты анализа приведены в таблице 1.

Таблица 1 Результаты анализа возмущений на тестовой схеме.

№ РОтах, МВт АРон, МВт Рсеч, МВт I Сон N API, % АР2, МВт М

1 36.3 112.3 14.97 112.3 2 0.29% 2.09 4 из 24

2 36.3 116.19 14.97 438.7 3 0.24% 2.33 8 из 24

3 40.35 125.27 14.97 125.27 2 0.25% 2.36 4 из 24

4 50.39 157.58 40.84 157.58 2 1% 6.53 6 из 24

РОтах - максимальная начальная перегрузка; АРон=^ APhadi - общий объем

ОН; Рсеч - начальный переток в сечении А-Б; - сумма весовых

коэффициентов С, отключенной нагрузки; N- число итераций; API - максимальное рассогласование перетока в нелинейной и линеаризованной моделях; АР2 - максимальная остаточная перегрузка после ОН; М - количество анализируемых связей._

По результатам анализа работы МАА предотвращения каскадного отключения линий сделаны следующие выводы: Предложенный алгоритм позволяет минимизировать объем необходимой информации, за счет чего обеспечивается высокий уровень отказоустойчивости МАА. В частности, для вычисления объема УВ в сценарии 2 потребовалась информация о текущих перетоках активной мощности по 8 связям. Для сценариев 1 и 3 количество анализируемых связей равно 4. Изменение схемно-режимной ситуации в неконтролируемой подсистеме Б в широких пределах оказывает слабое влияние на работу МАА в подсистеме А, что также свидетельствует об эффективности алгоритма и предложенного подхода к кластеризации. Все расчеты выполнялись с использованием одного набора коэффициентов влияния базового режима. Сравнивая результаты расчетов для сценариев 1 и 3, можно увидеть, что даже отключение 4-х связей в подсистеме Б слабо повлияло на результат работы МАА в подсистеме А. Сценарий 4, отключение генерации в подсистеме Б, которое вызвало существенный рост перетоков активной мощности и потерь в сети низкого напряжения, также не привело к неприемлемым ошибкам при вычислении объема УВ.

В заключении сформулированы основные выводы и результаты, полученные в диссертационной работе, обозначены направления дальнейших исследований.

Основные результаты и выводы:

1. Показано, что в настоящее время для ЕЭС России все большую актуальность приобретают задачи противодействия лавине напряжения и каскадному отключению линий.

2. Утверждается, что низкий уровень отказоустойчивости элементов, а также отсутствие координации локальных устройств являются основными недостатками, которые свойственны как отечественным, так и зарубежным системам ПАУ.

3. Доказано, что наиболее эффективным способом повышения отказоустойчивости и обеспечения координации локальных устройств ПАУ является частичная децентрализация ПА с внедрением адаптивных алгоритмов и передачей части функций на уровень локальных устройств ПАУ, а также на уровень низовых устройств автоматики АПНУ (комплексы ЛАПНУ).

4. Предложены новые подходы к совершенствованию существующей структуры ПАУ ЕЭС России, позволяющие внедрить децентрализованные адаптивные алгоритмы противодействия лавине напряжения и каскадному отключению линий. Доказано, что эффективная реализация алгоритмов может быть выполнена с использованием мультиагентного подхода.

5. Предложены новые алгоритмы и принципы реализации МАА предотвращения каскадного развития аварий, вызванных нарушением устойчивости узлов нагрузки или перегрузкой элементов сети.

6. Решена новая задача численного моделирования MAC ПАУ. Разработано необходимое программное обеспечение, реализованное на базе параллельных вычислений с использованием языка JAVA.

7. На численных моделях продемонстрирована эффективность предложенных принципов и алгоритмов ПАУ предотвращения лавины напряжения и каскадного отключения линий.

Список научных трудов по теме диссертации:

Статьи, опубликованные в периодических научных изданиях, рекомендованных ВАК

1. Панасецкий Д.А., Воропай Н.И. Развитие принципов противоаварийного управления для обеспечения устойчивости по напряжению электроэнергетических систем // Электричество. - 2011. - №8. - С. 6-14.

2. Меркульев М.Ю., Панасецкий Д.А., Подпругин А.И. О возможных путях развития электроэнергетики Восточной Сибири II Энергетик. -2007. -№11. -С.5-7.

Патенты

1. Патент 2476969 Российская Федерация, МПК H02J3/24 (2006.01). Способ автоматического распределенного отключения нагрузки для целей снижения перетоков активной мощности по элементам энергосистемы при их перегрузке / Панасецкий Д.А. Осак А.Б.; заявитель и патентообладатель Учреждение Российской академии наук Институт систем энергетики им. J1.A. Мелентьева Сибирского отделения РАН (ИСЭМ СО РАН). - № 2010147429/07; заявл. 19.11.2010; опубл. 27.02.2013.

Статьи, опубликованные в реферируемых зарубежных изданиях

1. Smart Technologies in Emergency Control of Russia's Unified Energy System / N.I. Voropai, D.N. Efimov, D.A. Panasetsky et al. // Smart Grid, IEEE Transactions on. - 2013. - Vol. 4, no. 3. - P. 1732-1740.

2. Smart Technologies for Emergency Control in Electric Power Systems / N.I. Voropai, D.N. Efimov, D.A. Panasetsky et al. // Transaction on Control and Mechanical Systems. - 2013. - Vol. 2, no. 7. - P. 310-320.

3. Emergency control in electric power systems within smart grid concept / N.I. Voropai, D.N. Efimov, D.A. Panasetsky, P.V. Etingov // EEEC nal. - 2010. - Vol. 1, no. 1. - P. 15-24.

Материалы международных и всероссийских конференций

1. Panasetsky D.A., Etingov P.V., Voropai N.I. Multi-agent approach to emergency control of power system // Proc. of Third International Conference on Electric Utility Deregulation and Restructuring and Power Technologies (DRPT). - NanJing(China), 2008. -April 06-09.

2. Panasetsky D.A., Voropai N.I. A Multi-Agent Approach to Coordination of Different Emergency Control Devices Against Voltage Collapse // Proc. of IEEE Bucharest PowerTech International Conference. - Bucharest(Romania), 2009.

3. Panasetsky D.A. A New Approach to Coordination of FACTS Devices Based on a Sensitivity Analysis // International Conference Liberalization and Modernization of Power Systems (LMPS): Coordinated Monitoring and Control towards Smart Grids. - Irkutsk(Russia), 2009. - July 13-17.

4. Panasetsky D.A. A Multi-Agent Approach to Coordination of Different Emergency Control Devices against Voltage Collapse // International Conference Liberalization and Modernization of Power Systems (LMPS): Coordinated Monitoring and Control towards Smart Grids. - Irkutsk(Russia), 2009. - July 13-17.

5. Панасецкий Д.А., Воропай Н.И. Мультиагентный подход к координации устройств противоаварийного управления для предотвращения лавины напряжения // Труды международной научно-практической конференции «Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем». - Москва, 2009. - Сентябрь 7-10. - С. 576-584.

6. Panasetsky D.A., Voropai N.I. A new approach to coordination of facts devices based on a sensitivity analysis // Proc. of International Conference on Power

Systems Technology POWERCON 2010. - Hangzhou(China), 2010. - Oct. 2428.

7. Осак А.Б., Панасецкий Д.А., Бузина Е.Я. Краткосрочное прогнозирование параметров режима в целях оперативного противоаварийного управления ЭЭС // Труды всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодежи». - Екатеринбург, 2010. - Ноябрь 17-19.

8. Панасецкий Д.А. Анализ механизмов развития системных аварий в ЕЭС России, обусловленных развитием экономики и либерализацией электроэнергетики // Труды всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодежи». - Екатеринбург, 2010. - Ноябрь 17-19.

9. Панасецкий Д.А. Развитие методов противоаварийного управления для снижения рисков каскадных аварий в ЭЭС // Снижение рисков каскадных аварий в электроэнергетических системах. - Новосибирск : Изд-во СО РАН, 2011.-С. 172-230.

10.Emergency Control in Electric Power Systems within Smart Grid Concept / N.I. Voropai, D.N. Efimov, D.A. Panasetsky, P.V. Etingov // Proc. of Power and Energy Engineering Conference (APPEEC). - Wuhan(China), 2011.-March25-28.

11.Подходы к созданию автоматического группового регулятора напряжений для энрегорайона с функцией координации локальной ПА / Н.И. Воропай, А.Б. Осак, Д.А. Панасецкий и др. // Материалы докладов XXI конференции Релейная Защита и Автоматика Энергосистем. - Москва, 2012. - Май 29-31.

12.Панасецкий Д.А., Осак А.Б., Воропай Н.И. Алгоритм автоматического распределенного отключения нагрузки для контроля перетоков активной мощности // Материалы докладов конференции «Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем». -Санкт-Петербург, 2011. - Май-Июнь 30-3.

13.Smart emergency control in electric power systems / N.I. Voropai, D.N. Efimov, D.A. Panasetsky, P.V. Etingov // Proc. of the 18th IF AC World Congress. - Mi-lano(Italy), 2011. - August-September 28-2.

14.Панасецкий Д.А., ОсакА.Б., Бузина Е.Я. Программная и аппаратная реализация параллельных вычислений для целей моделирования распределенных систем противоаварийного управления // Материалы докладов международной научно-технической конференции «Управление, информация и оптимизация в электроэнергетических системах». - Новосибирск,

2011.-Сентябрь 21-24.

15.Анализ режимной надежности с учетом краткосрочного прогнозирования поведения ЭЭС / Н.И. Воропай, А.Б. Осак, Д.А. Панасецкий и др. // XXI конференция «Релейная защита и автоматика энергосистем». - Москва,

2012.-Май 29-31.

16.Preventive and emergency control of intelligent power systems / N. Voropai, V. Kurbatsky, D. Panasetsky, N. Tomin // IEEE Proc. of the 3rd IEEE PES ISGT. - Berlin(Europe), 2012.

17.Panasetsky D., TominN. Using of Neural Network Technology and MultiAgent Systems to Preventing Large-Scale Emergencies in Electric Power Systems // Proc. of the 4th International Youth Conference on Energy 2013. - Siofok(Hungary), 2013. - June 6-8. 18.1ntelligent Approach for Preventing Large-Scale Emergencies in Electric Power Systems / M. Negnevitsky, N. Tomin, D. Panasetsky, V. Kurbatsky // Proc. of IEEE International Conference on Electric Power Engineering PowerTech 2013. - Grenoble(France), 2013. - June 16-20. 19.0сак А.Б., Панасецкий Д.А., Бузина Е.Я. Аспекты надежности и безопасности при проектировании цифровых подстанций // Релейщик. - 2013. -июнь.-по. 1.

20. Development of an Intelligent System for Preventing Large-Scale Emergencies in Power Systems / M. Negnevitsky, N. Tomin, D. Panasetsky et al. // Proc. of IEEE Power and Energy Society General Meeting. - Vancouver, ВС (Canada), 2013.-July 21-25.

21. Pre-Emergency Power System Security Assessment and Control Using Artificial Intelligence Approaches / M. Negnevitsky, N. Tomin, D. Panasetsky et al. // Australasian Universities Power Engineering Conference, AUPEC 2013. - Hobart, TAS(Australia), 2013. - Sept.-Oct. 29-3.

Список сокращений: АГ - агент генератора; АН - агент нагрузки; АОПО - автоматика ограничения перегрузки оборудования; АОСН - автоматика ограничения снижения напряжения; АПНУ - автоматика предотвращения нарушения устойчивости; АРВ - автоматический регулятор возбуждения; АРКТ - автоматика регулирования коэффициента трансформации; АРС - автоматический регулятор скорости; АРЧМ - автоматика регулирования частоты и перетоков активной мощности; КА - координирующий агент; КС - канал связи; КСПА - координирующая система противоаварий-ной автоматики; ЛАПНУ - локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости; JIH - лавина напряжения; МАА - мультиагентная автоматика; MAC - мультиагентная система; ОН - отключение нагрузки; ОП -ограничитель перегрузки по току ротора; ПА - противоаварийная автоматика; ПАУ - противоаварийное управление; РПН - устройство регулирования коэффициента трансформации под нагрузкой; ССПИ - система сбора и передачи информации; УВ - управляющие воздействия; УПАСК - устройства передачи аварийных сигналов и команд; УР - установившийся режим; ФОЛ - фиксация отключения линии; ФОГ - фиксация отключения генератора; ФОТ - фиксация отключения трансформатора; ЦСПА - централизованная система противоаварийной автоматики; ЭО - энергообъединение; ЭС - энергосистема; ЭЭС - электроэнергетическая система; Q - реактивная мощность.

Отпечатано в ИСЭМ СО РАН 664033, Иркутск, ул. Лермонтова, 130 Заказ №58, тираж 130 экз.

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева Сибирского отделения Российской академии паук

На правах рукописи

04201459599

Панасецкий Даниил Александрович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СТРУКТУРЫ И АЛГОРИТМОВ ПРОТИВОАВАРИЙНОГО УПРАВЛЕНИЯ ЭЭС ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ЛАВИНЫ НАПРЯЖЕНИЯ И КАСКАДНОГО ОТКЛЮЧЕНИЯ ЛИНИЙ

Специальность 05.14.02 — Электрические станции и электроэнергетические системы

Диссертация

па соискание учёной степени кандидата технических наук

Научный руководитель чл.-корр. РАН, д.т.н., профессор, Н.И. Воропай

Иркутск — 2014

ОГЛАВЛЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ 5

Русскоязычные сокращения:..................................................5

Англоязычные сокращения:..................................................8

Введение 9

ГЛАВА 1 Характеристика проблемы и постановка задачи диссертации 18

1.1 Анализ закономерностей развития системных аварий.......18

1.2 Анализ механизмов системных аварий и роли ПАУ в их предотвращении и ликвидации........................21

1.3 Описание принципов и методов ПАУ ЕЭС России .........30

1.3.1 Общая характеристика принципов ПАУ.............31

1.3.2 Структура, аппаратная база, и алгоритмы централизованного ПАУ в рамках системы АПНУ...................33

1.3.3 Краткосрочные перспективы развития системы АПНУ.....42

1.4 Необходимость совершенствования структуры и алгоритмов ПАУ ЕЭС России с учетом возможного внедрения средств противодействия лавине напряжения и каскадному отключению линий .... 48

1.4.1 Расширенная классификация принципов ПАУ и их аппаратной реализации...........................55

1.5 Возможность использования мультиагентпого подхода для моделирования децентрализованной адаптивной ПА...........57

1.6 Постановка задачи диссертации....................59

ГЛАВА 2 Принципы организации и алгоритмы функционирования автоматик предотвращения лавины напряжения и каскадного отключения линий 61

2.1 Принципы построения мультиагентпых систем управления .... 63

2.2 Автоматика предотвращения лавины напряжения.........70

2.2.1 Модели элементов ЭЭС для исследования лавины напряжения 73

2.2.2 Место распределенной автоматики предотвращения лавины напряжения в существующей структуре ПАУ ЕЭС России ... 80

2.2.3 Принципы организации и алгоритмы функционирования ав-

томатики предотвращения лавины напряжения.........81

2.3 Автоматика предотвращения каскадного отключения лиши"! ... 93 2.3.1 Модели элементов ЭЭС для исследования каскадного отключения линий..............................96

2.3.2 Место распределенной автоматики предотвращения каскадного отключения линий в существующей структуре ПАУ ЕЭС России................................99

2.3.3 Принципы организации и алгоритмы функционирования автоматики предотвращения каскадного отключения линий. . . . 100

2.4 Выводы к главе 2............................107

ГЛАВА 3 Программная реализация МАА 111

3.1 Общая концепция программной реализации MAC ПАУ.......111

3.2 Агентная платформа JADE......................113

3.2.1 Создание и идентификация агентов................115

3.2.2 Реализация поведения агентов...................117

3.2.3 Реализация механизма обмена сообщениями...........120

3.3 Объединение и синхронизация расчетной и агентной сред.....123

3.3.1 Механизм обмена информацией между MatLab/PSAT и JADE 125

3.4 Программная реализация MAC предотвращения лавины напряжения ..................................126

3.4.1 Программная реализация поведения агентов в рамках MAC предотвращения лавины напряжения...............12G

3.4.2 Описание протоколов межагеитиого взаимодействия MAC предотвращения лавины напряжения...............131

3.5 Программная реализация MAC предотвращения каскадного отключения линий ............................136

3.6 Выводы к главе 3............................136

ГЛАВА 4 Исследование поведения МАА с использованием разработанной

программной реализации 139

4.1 Исследование поведения МАА предотвращения лавины напряжения ....................................139

4.1.1 Описание тестовой схемы для исследования поведения МАА предотвращения лавины напряжения...............141

4.1.2 Тестовое возмущение №1. Отключение трансформатора BnslOl - Bus208 в момент времени t=10 с.............144

4.1.3 Тестовое возмущение .№2. Отключение трансформатора BuslOl - Bus208 в момент времени t=10 с, отключение генератора Bus309 в момент времени t=300 с. Отказ АГ Bus201 . . 162

4.1.4 Тестовое возмущение №3. Отключение BJI 201 - 202 в момент времени t=5 с. Отключение трансформатора BuslOl - Bus208 в момент времени t=10 с. Реализация У В от MAC ПАУ. В работе все АГ и АН.........................168

4.1.5 Анализ результатов моделирования автоматики предотвращения лавины напряжения.......................171

4.2 Исследование поведения МАА предотвращения каскадного отключения линий ............................173

4.2.1 Описание тестовой схемы для исследование поведения МАА предотвращения каскадного отключения линий..........174

4.2.2 Анализ возмущений.........................176

4.2.3 Анализ результатов работы МАА предотвращения каскадного отключения линий..........................178

4.2.4 О возможности применения алгоритмов МАА предотвращения каскадного отключения линий при реализации интеллектуальной автоматики САОН г. Иркутска..............179

4.3 Выводы к главе 4............................183

Заключение 186

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 189

Список использованных источников....................189

Список публикаций соискателя.......................197

ПРИЛОЖЕНИЕ А Исходные данные в формате PSAT. Тестовая схема

для исследования лавины напряжения. 201

ПРИЛОЖЕНИЕ Б Результаты расчета УР. Тестовая схема для исследования лавины напряжения. 207

ПРИЛОЖЕНИЕ В Исходные данные в формате PSAT. 28-узловая тестовая схема. 211

ПРИЛОЖЕНИЕ Г Результаты расчета У Р. 28-узловая тестовая схема. 214

ПРИЛОЖЕНИЕ Д Результаты работы МАА предотвращения каскадного

отключения линий. 217

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

Русскоязычные сокращения:

АГ - Агент генератора АД - Асинхронный двигатель

АДВ - Устройство автоматической дозировки воздействий АДП - Аварийно допустимый переток мощности АЗД - Автоматическое запоминание дозировок АЛАР - Автоматика ликвидации асинхронных режимов АН - Агент нагрузки

АОПН - Автоматика ограничения повышения напряжения АОПО - Автоматика ограничения перегрузки оборудования АОПЧ - Автоматика ограничения повышения частоты АОСН - Автоматика ограничения снижения напряжения АОСЧ -Автоматика ограничения снижения частоты АП - Агснтная платформа АПВ - Автоматическое повторное включение АПК - Аппаратно-программный комплекс

АПНУ - Автоматика предотвращения нарушения устойчивости АРВ - Автоматические! регулятор возбуждения

АРКТ - Автоматический регулятор коэффициента трансформации

АРС - Автоматический регулятор скорости вращения турбины

АРЧМ - Автоматика регулирования частоты и перетоков активной мощности

АСДУ - Автоматическая система диспетчерского управления

AT - Автотрансформатор

АХ - Асинхронный ход

АЧР Автоматическая частотная разгрузка БА Бокс агент

БСК - Батарея статических конденсаторов

БУ - Балансирующий узел

ВЛ - Высоковольтная линия электропередачи

ВПТ - Вставка постоянного тока

ГГ - Гидрогенератор

ГТУ - Газотурбинная установка

ГЭС - Гидроэлектростанция

ДАУ - Дифферснциально-алгебраичсскис уравнения

ДЗ - Дистанционная защита

ДРТ - Длительная разгрузка турбины

ДС - Деление сети

ДХН - Динамические характеристики нагрузки

ЕЭС - Единая энергетическая система

ЗМН - Защита минимального напряжения

ИИ - Искусственный интеллект

ИРМ - Источник реактивной мощности

ИИ - Измерительный преобразователь

ИРТ - Импульсная разгрузка турбины

КА - Конечный автомат

КГУ - Концентрированные генерирующие узлы КЗ - Короткое замыкание КИР - Контроль предшествующего режима КС - Капал связи

КСПА - Координирующая система противоаварийиой автоматики

ЛАПНУ - Локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости

МАА - Мультиагептпая автоматика

МАС - Мультиагентная система

ОВЛ - Отключение воздушной линии

О Г - Отключение генератора

ОДУ - Объединенное диспетчерское управление

ОИК - Оперативно-информационный комплекс

ОН - Отключение нагрузки

ОП - ограничитель перегрузки АРВ по току ротора

ОР - Отключение реактора

ОРУ - Открытое распределительное устройство

ПА - Противоаварийпая автоматика

ПАУ - Противоаварийное управление

ПО - Программное обеспечение

ПС - Подстанция

ПТК - Программно-технический комплекс РДУ - Региональное диспетчерское управление РЗ - Релейная защита РЗА - Релейная защита и автоматика

РПН - Регулятор коэффициента трансформации под нагрузкой PC - Регулятор скорости РТ - Разгрузка турбины

САОН - Специальная автоматика отключения нагрузки СД - Синхронный двигатель

СМПР - Система мониторинга переходных режимов (отечественный аналог WAMS)

СН - Собственные нужды СО - Системный оператор

ССПИ - Система сбора и передачи информации

СТК - Статический тиристорный компенсатор

СХН - Статические характеристики нагрузки

СЧХ - Статическая частотная характеристика

СШ - Сборные шины

ТГ - Турбогенератор

TT - Трансформатор тока

ТЭС - Тепловая Электростанция

ТЭЦ - Теплоэлектроцентраль

УВ - Управляющсе(ие) воздсйствис(я)

УКПА - Узловой комплекс ПА

УОН - Устройство отключения нагрузки

УПАСК - Устройство передачи аварийных сигналов и команд

УПК - Устройство продольной компенсации

УР - Установившийся режим

УШР - Управляемый шунтирующий реактор

ФАМ - Форсировка активной мощности

ФВ - Форсировка возбуждения

ФОГ - Устройство фиксации отключения генератора

ФОЛ - Устройство фиксации отключения линии

ФОТ - Устройство фиксации отключения трансформатора

ФРМ - Форсировка реактивной мощности

ФПТ - Фазоповоротпый трансформатор

ЦСПА - Централизованная система противоаварийной автоматики ЧАПВ - Частотное автоматическое повторное включение (АПВ после АЧР) ЧДА - Частотная делительная автоматика ШР - Шунтирующий реактор ЭК - Энергокомпания

ЭМПП - Электромеханический переходный процесс ЭЭС - Электроэнергетическая система ЭС - Энергосистема ЭО - Энергообъединепие Q - Реактивная мощность

Англоязычные сокращения:

ACL - Agent Command Language

AID - Agent Identifier

AMS - Agent Management System

IEEE - Institute of Electrical and Electronics Engineers

FACTS - Flexible Alternating Current Transmission Systems

FIPA - The Foundation for Intelligent, Physical Agents

GPS - Global Positioning System

JADE - Java Agent DEvelopment framework

MatLab - Matrix Laboratory

NERC - North American Electric Reliability Council

PMU - Phasor Measurement Unit

PSAT - Power System Analysis Toolbox

WACS - Wide-Area Control System

WAMS - Wide-Area Monitoring System

WSCC - Western Electricity Coordinating Council

Введение

Актуальность работы. Вопросы устойчивости и токовой перегрузки связей крайне важны при проектировании и эксплуатации энергосистем (ЭС). Можно выделить три характерных вида ограничений: токовые ограничения (термическая стойкость элементов сети), ограничения по напряжению (устойчивость узлов нагрузки), ограничения по параллельной работе генераторов (устойчивость параллельной работы генераторов).

Преобладание того или иного ограничения напрямую связано со структурными особенностями рассматриваемой ЭС. Токовые ограничения и ограничения по напряжению являются определяющими для систем со сложной мно-гоконтурпой структурой, в которых преобладают линии средней протяженности (крупные промышленные центры, сети мегаполисов). Характерными примерами таких ЭС являются большинство западных энергообъединений (ЭО). Устойчивость параллельной работы генераторов является основным ограничивающим фактором при исследовании протяженных межспстемпых связей и ЭС, для которых характерно наличие длинных линий. В связи с географической протяженностью территории, удаленностью производителей и потребителей электрической энергии, основополагающей для ЕЭС России является устойчивость параллельной работы.

В последние десятилетия в ЭС промышлепно развитых стран мира (США и страны ЕС) происходили крупные системные аварии [1-15], повлекшие за собой значительные ущербы. Современное развитие экономики России в условиях рынка способствует формированию крупных промышленных и деловых центров, свойства элетросетевой структуры которых схожи со свойствами западных ЭО. Можно ожидать, что в ближайшем будущем системные аварии в сетях мегаполисов и крупных промышленных центров России будут протекать по «западному» сценарию. При этом определяющим фактором будет устойчивость узлов нагрузки потребителей и перегрузка элементов сети, а не устойчивость параллельной работы генераторов. Первой крупной системно!! аварией по «западному» сценарию, произошедшей в ЕЭС России, была авария в Московской ЭС в мае 2005 года. Данная авария произошла при нормальной частоте, когда после отключения ряда линий, в результате лавинообразного снижения напряжения произошло отключение значительной генерирующей мощности и большого числа потребителей. Таким образом, задача противодействия лавине иапрлж.еним и каскадному отключению линий в ЕЭС России становятся все более и более актуальны.

Системы противоаварийного управления (ПАУ) призваны не допускать нарушения устойчивости. Ключевая роль в ликвидации аварийной ситуации

принадлежит именно системам противоаварпйиой автоматики (ПА). Анализ, выполненный в работах отечественных и зарубежных авторов [1-3], позволил определить ряд недостатков современных систем ПАУ, которые явились причиной катастрофического развития аварии в западных ЭО. В качестве основных моо/спо выделить низкий уровень отказоустой^твости элементов, а тако/се отсутствие координации локальных устройств. Данные недостатки свойственны и отечественной системе ПАУ. Следовательно, разработка средств противодействия лавине напряжения и токовой перегрузке связей должна, в том числе, обеспечить координацию локальных устройств автоматики с учетом повышенных требований к отказоустойчивости.

Повышение отказоустойчивости возможно за счет повышения уровня избыточности (переход к критериям N-2 и М-3). Однако излишняя избыточность, как правило, связана с неоправданно высокими финансовыми затратами, а в ряде случаев вообще нереализуема. Проблема координации локальных устройств может быть решена путем передачи функций координации комплексам централизованной автоматики предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ). Однако излишняя централизация приведет к существенному росту стоимости реализации комплексов, а также будет способствовать дальнейшему снижению надежности их функционирования вследствие повышения структурной сложности составляющих их систем. Менее очевидным, по более эффективным способом повышения отказоустойчивости и обеспечения координации локальны,х устройств ПАУ является частичная децентрализация ПА с внедрением адаптивных алгоритмов и передачей части (функций на уровень локальных устройств ПАУ, а такэюе на уровень низовых устройств автоматики АПНУ (комплексы локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости (ЛАПНУ)).

В настоящее время в структуре ПАУ ЕЭС России широкое применение нашли лишь принципы локального и централизованного управления. В связи с этим, обозначенная выше децентрализация алгоритмов не мооюст быть реализована без совершенствования существующей структуры системы ПА. Таким образом, при разработке средств противодействия лавине напряжения и каскадному отключению линий требуется не только предложить новые алгоритмы, но и усовершенствовать саму структуру ПАУ ЕЭС России.

В рамках настоящей работы решаются актуальные задает создания децентрализованных адаптивных алгоритмов ПА па базе мультпагентного подхода для борьбы с лавиной напряжения и каскадным отключением линий. Автоматика па базе предлагаемых алгоритмов в состоянии повысить отказоустойчивость существующей системы, а также взять на себя часть функций координации локальных устройств автоматики в рамках комплексов автома-

тики ограничения перегрузки оборудования (АОПО) и ЛАПЫУ (система АП-НУ). При этом предлагаемые алгоритмы новой децентрализованной системы ПАУ не противоречат существующей структуре ПА, а лишь дополняют ее. Реализация алгоритмов возможна, в том числе, в рамках создаваемой в ЕЭС России интеллектуальной ЭС с активно-адаптивной сетыо (ИЭС ААС).

Целыо работы является разработка принципов совершенствования существующей структуры ПАУ, а также разработка и проверка (с использованием численных моделей) мультиагентиых алгоритмов децентрализованного адаптивного управления ЭЭС для предотвращения лавины напряжения и каскадного отключения линий.

Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие задачи:

1. Обоснование необходимости совершенствования существующей структуры и алгоритмов ПАУ ЕЭС России с целыо предотвращения лавины напряжения и каскадного отключения линий.

2. Разработка алгоритмов и принципов реализации децентрализованной адаптивной автоматики предотвращения лавины напряжения и каскадного отключения линий.

3. Разработка программного обеспечения (ПО) на базе мультиагентного подхода, необходимого для численной проверки предложенных алгоритмов.

4. Проверка алгоритмов противодействия лавине напряжения и каскадному отключению линий па численных моделях с использованием разработанного ПО.

Научная новизна. В результате выполнения работ�