Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Проблемы исследования и управления системами электроснабжения, включающими распределенную генерацию, и постановка задачи диссертации 9
1.1. Особенности и проблемы в системах электроснабжения, включающих распределенную генерацию 9
1.2. Задачи управления нормальными и послеаварийными режимами систем электроснабжения с распределенной генерацией 18
1.3. Математические модели и методы для анализа режимов систем электроснабжения, включающих распределенную генерацию 25
1.4. Методы выбора управлений для обеспечения нормальных и послеаварийных режимов систем электроснабжения с распределенной генерацией 31
1.5. Методы многокритериального выбора решений для обеспечения нормальных и послеаварийных режимов систем электроснабжения, включающих распределенную генерацию 39
1.6. Постановка задачи диссертации 41
1.7. Выводы по главе 1 42
Глава 2. Математические основы и методы комплексного управления нормальными и послеаварийными режимами систем электроснабжения с распределенной генерацией 45
2.1.Технология комплексного управления нормальными и послеаврийными режимами систем электроснабжения с распределенной генерацией 45
2.2. Метод колонии муравьев для оптимальной реконфигурации распределительной сети 46
2.3. Метод выделения «островов» в послеаварийных режимах систем электроснабжения с распределенной генерацией 54
2.4. Метод уступок для комплексного управления нормальными и по-слеаварийными режимами систем электроснабжения с распределенной генерацией 58
2.5. Интервальный метод расчета установившегося режима радиальной электрической сети с распределенной генерацией с использованием алгоритма обратного/прямого хода 62
2.6. Выводы по главе 2 69
Глава 3. Исследование комплексного управления нормальными и послеаварийными режимами системы электроснабжения с распределенной генерацией (на примере ЭЭС Центрального района Монголии) 71
3.1.Характеристика исследуемой системы электроснабжения Центрального района Монголии 71
3.2. Выбор оптимальной реконфигурации электрической сети 80
3.3. Выделение «островов» при потере связи с Гусиноозерской ГРЭС (ГоГРЭС) 85
3.4. Использование метода уступок для выбора комплексного управления нормальными и послеаварийными режимами системы электроснабжения Центрального района Монголии 94
3.5. Выводы по главе 3 99
Заключение 101
Приложение 102
Литература 111
- Задачи управления нормальными и послеаварийными режимами систем электроснабжения с распределенной генерацией
- Математические модели и методы для анализа режимов систем электроснабжения, включающих распределенную генерацию
- Метод колонии муравьев для оптимальной реконфигурации распределительной сети
- Выделение «островов» при потере связи с Гусиноозерской ГРЭС (ГоГРЭС)
Введение к работе
Актуальность проблемы. Энергетические проблемы в последние годы стали одними из важнейших мировых проблем, которые непосредственным образом затрагивают многие страны. Ограничения в наращивании генерирующих и передающих мощностей с использованием традиционных применяемых технологий сдерживают не только развитие промышленности, но и социальное развитие. Во многих развитых странах стремятся использовать распределенную генерацию - малые генерирующие источники, подключаемые к распределительной электрической сети. Для развивающихся стран использование распределенной генерации имеет огромное значение также и как автономный источник энергии для удаленных от основных сетей районов сельской местности.
Подключение распределенных систем генерации к основной сети позволяет создавать решения, отвечающие требованиям конкретных потребителей. Кроме того, распределенная генерация имеет некоторые другие положительные качества и может работать в двух режимах:
параллельно с основной сетью. При нормальном режиме распределенная генерация генерирует электроэнергию, параметры которой полностью соответствующим основной сети. При аварии, т.е. при отключении от основной сети распределенная генерация переходит в автономный режим работы;
полностью автономно. В местах, где отсутствует основная сеть, распределенная генерация покрывает оперативные и долгосрочные потребности в энергии, параметры которой соответствуют потребностям нагрузки конкретного оборудования.
Распределенная генерация в распределительной сети меняет характеристики перетоков, что создает дополнительные проблемы в аварийных ситуациях, в работе системной защиты. Появление распределенной генерации в распределительной сети придает ей новые свойства, но и создает новые проблемы. Одна из важных проблем - управление нормальными и аварийными режимами систем электроснабжения. Требуется разработка новых методов для анализа режимов работы систем электроснабжения, включающих распределенную генерацию, их надежности, устойчивости и т.п. Среди всего большого комплекса задач важное значение имеют задачи исследования нормальных и послеаварий-ных режимов систем электроснабжения, содержащих распределенную генерацию, и управления этими режимами. Перечисленными важнейшими проблемами определяется актуальность настоящего диссертационного исследования.
Целью работы является разработка технологии комплексного управления нормальными и послеаварийными режимами систем электроснабжения с распределенной генерацией. В соответствии с целью были поставлены и решены следующие задачи:
Разработка метода оптимальной с точки зрения минимума потерь реконфигурации распределительной электрической сети, включающей распределенную генерацию;
Разработка алгоритма выделения «островов» в распределительной сети с распределенной генерацией при потере основного пункта питания;
,,.... 3) Разработка интервального метода расчета установившегося режима сис-, темы электроснабжения с распределенной генерацией с использованием алгоритма обратного/прямого хода;
Разработка алгоритма многокритериального выбора решения с учетом требований нормального и послеаварииного режимов;
Исследование'разработанных методов и алгоритмов на схеме ЭЭС Центрального района Монголии.
Для решения поставленных в диссертации задач применены: комплексный системный анализ, методы выбора решений, методы расчета и оптимизации режимов радиальных систем электроснабжения, эвристические методы.
В диссертации получены и выносятся на защиту следующие научные результаты:
технология комплексного управления нормальными и послеаварийными режимами систем электроснабжения с распределенной генерацией при рассмотрении задачи как многокритериальной с использованием различных методов для решения отдельных задач;
метод управления нормальными режимами распределительной электрической сети с распределенной генерацией путем реконфигурации сети с использованием алгоритма колонии муравьев при обеспечении минимума потерь мощности и соблюдении требуемых границ изменения напряжений и токов;
алгоритм управления послеаварийными режимами при обеспечении минимума дефицита мощности в результате потери основного пункта питания путем выделения «островов»;
интервальный метод расчета установившегося режима системы электроснабжения с распределенной генерацией на основе алгоритма обратного/прямого хода;
алгоритм многокритериального выбора решений с учетом требований нормального и послеаварииного режимов на основе метода последовательных уступок.
Использование полученных в работе результатов обеспечит повышение эффективности работы распределительных сетей, даст возможность комплексно управлять нормальными и послеаварийными режимами распределительной сети, включающей распределенную генерацию.
Основные положения диссертации и отдельные ее части докладывались и обсуждались на Всероссийской научно-технической конференции "Повышение эффективности производства и использование энергии в условиях Сибири",
Иркутск, 2007 г. и 2008 г.; Международном научном семинаре им. Ю.Н.Руденко «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики», Иркутск,: 2008г. По, теме диссертации опубликовано 5 печатных работ, в том числе одна работа в реферируемом издании из списка ВАК.
Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы. ...
Задачи управления нормальными и послеаварийными режимами систем электроснабжения с распределенной генерацией
В последнее время большее внимание уделяется развитию распределенной генерации, в том числе созданию на промышленных предприятиях собственных источников электроснабжения. На данную проблему, наряду с экономической точкой зрения нужно, взглянуть и с технической, с тем, чтобы оценить ее всесторонне. Подключение распределенной генерации к распределительной сети придает ей новые свойства и создает новые проблемы. Одна из важных проблем - управление нормальными и послеаварийными режимами электроснабжения. Здесь возникает целый комплекс новых вопросов, связанных с управлением уровнями напряжений в узлах распределительной сети, минимизацией потерь, выделением распределенной генерации на сбалансированную нагрузку при авариях и др. При этом необходимо учитывать специфические свойства систем электроснабжения (радиальная схема распределительной сети, специфическое соотношение параметров и др.). Рассмотрим эти проблемы более подробно.
Распределительная система - независимо от того, радиальная эта система в сельских или пригородных зонах или замкнутая сетевая система в городских районах - обычно не содержит какой-либо генерации в самой распределительной системе или у потребителя. Введение источников генерации в распределительных системах может значительно изменить условия обеспечения мощности и напряжения у потребителя и на его оборудовании. Это влияние может быть отрицательным или положительным в зависимости от характера распределительных систем и распределенной генерации. Положительное влияние распределенной генерации включает поддержание напряжения и улучшение качества энергии, уменьшение потерь [14]. Источники распределенной генерации должны быть надежными, соответствующей мощности и в соответствующем месте. К ним также предъявляют различные другие требования. Поскольку некоторые источники распределенной генерации имеют специфические харектеристики или переменные режимы работы, как, например, источники на энергии солнца или ветра, нет гарантий, что эти условия будут удовлетворены.
Иногда при подключении распределенной генерации в распределительной сети небольшая резидентная система распределенной генерации может поднять напряжение достаточно, чтобы вызвать высокое напряжение на нагрузке потребителя. Это может произойти, если распределительный трансформатор, обслуживающий этих потребителей, расположен в точке подключения, где первичное напряжение приблизительно равно или выше верхнего передела. Без подключения распределенной генерацией падение напряжения на распределительном трансформаторе и линии электропередачи, входное напряжение потребителя должно быть менше, чем первичное. Присутствие распределенной генерации может ввести обратный поток, что приводит к повышению напряжения на стороне потребителя. Понижение или повышение напряжения сврх допустимого передела связаны с несовместимостью распределенной генерации с распределительной системой. Влияние распределенной генерации для любого потребителя должно быть оценено. Точный анализ поведения системы с распределенной генерацией дает программное обеспечение, способное анализировать подключение многочисленных источников распределенной генерации в распределительной системе, а также и действия регулятора напряжения. Для того, чтобы определить, как влияет распределенная генерация на напряжения, учитываются мощность, тип и месторасположение распределенной генерации, характеристики полного сопротивления линии.
Введение распределенной генерации в распределительной сети имеет значимый эффект в снижении потерь мощности. Это влияние не может быть охарактеризовано как положительное или отрицательное, оно зависит от размещения распределенной генерации в каждой распределительной системе [15]. Потери являются важным фактором при проектировании и планировании распределительной сети. Потери неизбежны в любой сети, но, тем не менее, нужно их минимизировать для проекта сети. В прошлом распределительная сеть была пассивной, использовалась только для поставки электричества для потребителей. С введением распределенной генерации сеть становиться более активной и двунаправленной. Уровень потерь тесно связан с потоками мощности, следовательно, размещение распределенной генерации обеспечивает возможность уменьшить потери.
Математические модели и методы для анализа режимов систем электроснабжения, включающих распределенную генерацию
Расчеты режимов принадлежат к числу задач, которые имеют большое значение при проектировании и эксплуатации электрических систем. В различных задачах расчет установившегося режима электрической системы имеет важную роль.
Из многочисленных возможных способов описания установившегося режима работы электрической сети наиболее часто используются уравнения узловых напряжении и уравнения контурных токов. Область применения той или иной системы уравнений может быть определена исходя из числа уравнений и переменных, содержащихся в них.
Уравнений узловых напряжений в любой форме записи являются нелинейными алгебраическими уравнениями, поэтому для их решения используются итерационные методы, среди которых наиболее часто применяются методы простой итерации, Ньютона и Зейделя [24].
Метод простой итерации проигрывает в эффективности методам Зейдля и Ньютона и поэтому далее не рассматривается.
Основное достоинство метода Зейделя состоит в простоте алгоритма и удобстве его программной реализации: - не требует большого объема оперативной памяти, так как значения переменных уточняются последовательно внутри одной итерации; - в алгоритме расчета значения переменных на (к + 1) - итерации и)к+х) хранятся в том же месте памяти, что и и .
Метод Зейделя эффективен при расчетах со слабозаполненными матрицами узловых проводимостеи, поскольку алгоритм учета заполненности весьма прост. Экономия оперативной памяти при использовании метода Зейделя тем существенней, чем больше узлов содержит электрическая система [25].
Еще одним достоинством метода является то, что он не чувствителен к выбору начального приближения, а также позволяет учитывать ограничения по реактивной мощности. Время расчета переменных на итерационном шаге мало.
Основным недостатком метода Зейделя являются: - большое число итераций в цикле расчета (50-2000); - отсутствие сходимости в некоторых случаях сочетаний параметров сис темы и в тяжелых режимах.
В общем случае метод Зейделя рекомендуется использовать для расчета режимов в замкнутых концентрированных системах. При расчете разомкнутых протяженных сетей этот метод дает неудовлетворительные результаты.
Метод Ньютона по сравнению с методом Зейделя имеет высокую надежность, небольшое число итераций для получения решения, высокую скорость сходимости. Но помимо этого имеет некоторые недостатки: - чувствительность к заданию начального приближения, т.е. неточное приближение не обеспечивает сходимости решения; - плохо учитываются ограничения по реактивной мощности; - необходимость решения на каждой итерации систем линейных уравнений большой размерности.
Для реализации метода Ньютона часто применяется многочисленные упрощения. Упрощения реализации метода Ньютона идет по пути упрощения матрицы Якоби, либо по пути снижения размерности решаемой системы уравнений.
В упрощенных формах записи уравнений баланса мощностей для реализации их решения по методу Ньютона используется некоторые закономерности, типичные для режимов рассматриваемых электрических систем и соотношений между их параметрами.
Радиальные электрические сети имеют некоторые особенности, которые делают возможным использование более простых методов. Для радиальных электрических сетей более эффективными являются методы, учитывающие топологическую специфику таких сетей. Первоначально использовались упрощенные методы расчета режимов радиальных электрических сетей при ряде допущений в уравнениях установившегося режима. В последнее время наибольшее распространение получил метод обратного/прямого хода (backward/forward method), позволяющий решать задачу расчета установившегося режима радиальной электрической сети при достаточно полном его математическом описании.
Радиальная конфигурация характерна для распределительных электрических сетей среднего и низкого напряжения. Эти сети, особенно городские, могут быть сложнозамкнутыми, но по техническим причинам при нормальных условиях они работают как радиальные.
Основной особенностью классической радиальной электрической сети является допущение, что в пределах радиальной сети нет распределенной генерации, сеть питается только из одной точки питания, называемой исходным узлом, при этих условиях имеет место однонаправленный поток в любом естественном состоянии сети.
Режимы электроснабжения рассчитываются при различных способах задания исходных данных в зависимости от физической сути и цели расчета. Число независимых уравнений по первому закону Кирхгофа равно числу независимых узлов п. Если в качестве неизвестных принять п узловых напряжений, то режим достаточно описать только узловыми уравнениями, вытекающими из первого закона Кирхгофа и закона Ома. Число уравнений узловых напряжений равно числу независимых узлов п. При этом напряжение одного из узлов [(я+і)-го] может быть задано произвольно и в частности, принято равным нулю.
Метод колонии муравьев для оптимальной реконфигурации распределительной сети
Общий подход к координации управления нормальными и послеаварийными режимами распределительной электрической сети, включающей распределенную генерацию, заключается в следующем.
В нормальных режимах целью управления является реконфигурация распределительной сети путем размыкания контуров, при этом в качестве критерия рассматривается минимум потерь активной мощности в сети где к - множество рассматриваемых нормальных режимов в соответствии с графиками нагрузки потребителей и загрузкой установок распределенной генерации; х- число ветвей в сети; Rlk, llk— активное сопротивление и ток в ветви / для режима к. В послеаварийном режиме при потере основного пункта питания возникает задача обеспечения электроэнергией ответственных потребителей путем выделения «островов» (islanding), включающих установки распределенной генерации, работающие на сбалансированную нагрузку. Критерием islanding является минимум дефицита мощности в послеаварийных режимах где J- множество рассматриваемых послеаварийных режимов при потере основного пункта питания; Р„к - нагрузка в узле п сети в нормальном режиме к; Р. - нагрузка в узле п в послеаварийном режиме j части сети, включающей N узлов, принадлежащих всем островам; N- число узлов сети.
В процессе координации управления нормальными и послеаварийными режимами распределительной электрической сети важной задачей является проверка выполнения ограничений по уровням напряжений в узлах и токов в ветвях сети, как в нормальных, так и в послеаварийных режимах
Проверка ограничений (2.3)-(2.6) в процессе оптимизации критериев (2.1) и (2.2) основана на расчетах установившихся режимов радиальной сети, которые осуществляется с помощью метода обратного/прямого хода с учетом установок распределенной генерации в распределительной сети. С целью минимизации расчетов можно использовать интервальный метод, который позволяет получать диапазоны значений напряжений и токов.
При выделении и формировании островов учитывают две особенности. Первая заключается в наличии ограничений (2.3), (2.5) и (2.4), (2.6), что означает различие в требованиях к уровням напряжений в узлах и предельной загрузке ветвей сети в послеаварийных режимах по сравнению с нормальными режимами. Вторая особенность заключается в обеспечении электроснабжением в первую очередь наиболее ответственных потребителей в узлах распределительной электрической сети.
Рассматриваемая задача координации управления нормальными и послеаварийными режимами распределительной электрической сети решается при условии минимизации переключений при переходе от нормального к послеава-рийному режиму. Это важно с точки зрения минимизации числа переключающих устройств, возможных их то отказов, а также ошибок персонала, и предопределяет рассмотренные задачи в виде комплексной двухкритериальной проблемы. В данной работе рассматривается целесообразный алгоритм ее решения. Распространенным подходом является учет надежности электроснабжения потребителей через ущербы от недоотпуска электроэнергии, что позволяет многокритериальную задачу свести к однокритериальной. Для этого необходимо иметь уверенные оценки удельных ущербов от перерывов электроснабжения для различных электроприемников потребителей, что далеко не всегда возможно. Поэтому для решения рассматриваемой задачи был применен метод уступок. Процедура решения многокритериальной задачи методом последовательных уступок заключается в следующем:
Все частные критерии располагают и нумеруют в порядке их относительной важности. Оптимизируют первый, наиболее важный критерий.
Назначают величину допустимого отклонения от оптимума первого критерия (уступки). Оптимизируют второй по важности частный критерий при условии, что значение первого критерия не должно отличаться от оптимального значения более, чем на величину установленной уступки.
Аналогично назначают величину уступки по второму критерию и оптимизируют третий по важности критерий и т.д.
В общем случае при необходимости изложенная процедура может включать несколько итераций, сходящихся к удовлетворительному компромиссному решению.
В рассматриваемой проблеме метод последовательных уступок несколько модифицирован с учетом специфики проблемы. Смысл модификации заключается в том, что искомым решением является место (ветвь) размыкания распределительной сети, общее с точки зрения обоих критериев. Процедура модифицированного метода последовательных уступок состоит в последовательном поиске приемлемого в смысле допустимой уступки по первому критерию места размыкания с помощью корректировки острова (см. п. 2.4 подробнее). Наглядно эта модифицированная процедура рассмотрена на примере Центральной энергосистемы Монголии.
Выделение «островов» при потере связи с Гусиноозерской ГРЭС (ГоГРЭС)
Аварийный режим ЭЭС Центрального района Монголии рассматривается как потеря связи с Гусиноозерской ГРЭС (Россия). «Островной» (islanding) режим - работа на эквивалентную выделенную нагрузку - является оперативным способом повышения надежности электроснабжения потребителей при отключении основного пункта питания распределительной сети. При отключении линии от основного пункта питания Центральная ЭЭС Монголии разделяется на три «острова», которые будут работать независимо друг от друга и автономно от основой электрической сети в послеаварийном режиме. На рис. 3.10 представлена схема формирования «островов» для варианта расчета № 1.
В первый «остров» входят нагрузки Дархан ТЭЦ, Хар Тумурлиг, Давхар, Бурхант. Параметры этих нагрузок представлены в табл. 3.5. На рис. 3.11 показана диаграмма напряжений «острова» I, из которой видно, что они находятся в допустимых пределах.
При формировании этого острова отключаются линии: 4-6 и 6-10. В состав второго «острова» входят: Эрдэнэт ТЭЦ, ГОК ГД, ГОК АБ. ГОК является на сегодняпший день самым крупным потребителем, тогда как Эрдэнэт ТЭЦ покрывает только около 50% его мощности. При аварии она не может полностью обеспечить этого потребителя электрической энергией. Поэтому в послеаварийном режиме будет обеспечена только наиболее ответственная часть этой нагрузки. При формировании второго «острова» отключаются линии 2-71, 22-71. Параметры «острова» представлены в табл. Ъ.6. Уровни напряжений в узлах в пределах нормы.
Третий «остров» является по сравнению с остальными «островами» самым крупным, так как в этот «остров» входят две самых главных и крупных ТЭЦ, которые вырабатывают около 90% мощности Центральной ЭЭС Монголии. В состав третьего «острова» входят нагрузки Шарын гол, Баруунхараа, Зуунхараа, Бороо, Борнуур, Баясгалант, Баянчдмань, ТЭЦ4, ТЭЦЗ, Умнуд, Туул, Амгалан, Налайх, Багануур. В этот «остров» входят линии 10-12, 12-15, 12-13, 15-19, 34-29, 29-30, 29-27, 34-35, 42-44, 44-48, 52-63, 22-52, 55-56, 53-61. Параметры третьего "острова" представлены в табл. 3.7. Для формирования «островов» при выборе нагрузок учитывались сопротивлении линии, то есть в «остров» входили линии с наименьшими сопротивлениями.
Так как результаты расчетов показали, что для послеаварийных режимов «островов» все ограничения по уровням напряжений в узлах выполняются, то нам не понадобилась разгрузка потребителей или корректировки «островов».
Для второго варианта расчета рассмотрен случай, когда уменьшена мощность, вырабатываемая ТЭЦ-3 (узел 28) и ТЭЦ-4 (узел 43), в связи с выводом в ремонт агрегатов этих ТЭЦ. В этом варианте расчета состав первого и второго «островов» не изменяется, так как генерация этих «островов» не изменилась.
В третьем «острове» мощность генерации работает только на близлежащие узлы, поэтому третий «остров» не в состоянии обеспечить других потребителей (рис. 3.13, 3.14). В этом варианте расчета из-за концентрации основных потребителей, в том числе и более ответственных потребителей, в центральном районе столицы Монголии, эти потребители могут испытывать дефицит мощности и могут остаться без электроснабжения, что в свою очередь влияет на надежность электроснабжения и безопасность страны.
В качестве варианта расчета № 3 рассмотрен случай, когда увеличиваются мощности, вырабатьшаемые Дархан ТЭЦ и Эрдэнэт ТЭЦ, а также увеличены нагрузки потребителей в центральном районе ЦЭЭС Монголии. В этом случае состав «островов» будет, как на рис. 3.15. Параметры «островов» представлены в табл. 3.10-3.12.
При увеличении генерируемой мощности первого «острова» область, охватываемая этим «островом», увеличивается по сравнению с предыдущими вариантами расчета. В состав этого «острова» входят Бурхант, Давхар, Хар-Тумурлиг, Уйлдвэр, Шарын гол, Баруунхараа, Зуунхараа, Бороо, Борнуур, Баясгалант. При этом отключаются линии 2-3 и 34-29. Диаграмма напряжений первого «острова» показана на рис. 3.16.
В состав второго «острова» входят все нагрузки, подключенные к Эрдэнэт ТЭЦ: ГОК ГД, Насос, Хялгант, ГОК АБ, Мурун, Булган, Сансар, Хархорин, Цэцэрлэг. В этом варианте расчета при увеличении генерируемой мощности Эрдэнэт ТЭЦ обеспечивает электроэнергией главным образом сама себя. В табл. 3.9 представлена параметры второго «острова». При формировании второго «острова» отключаются линии 2-71 и 71—22.
В состав третьего «острова» входят ТЭЦ -4, ТЭЦ- 3, Умнуд, Туул. Как было отмечено выше, при увеличении нагрузок центрального района ЦЭЭС Монголии, генерация этого «острова» не в состоянии обеспечить всю часть центрального района, но обеспечивает главным образом центр столицы. При формировании «острова» отключаются линии 29-27 , 48-56. В табл. 3.10 представлены параметры «острова» III. Диаграмма напряжений показана на рис. 3.17.
