Содержание к диссертации
ВВЕДЕНИЕ 5
I. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ДОПУСТИМЫХ СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМОВ ЭЭС 17
1.1. Общая постановка задачи 17
1.2. Методы расчета режимов в задачах управления ЭЭС 21
1.3. Показатели статической устойчивости ЭЭС 28
1.4. Упрощенный анализ расчетной устойчивости 39
1.5. Оценка расчетной устойчивости с помощью различных подходов 43
1.6. Уточнение расчетов допустимых режимов при учете короны на проводах 50
1.7. Показатели надежности ЭЭС 54
1.8. Обобщенные показатели режима в задаче оценки экономичности работы ЭЭС 61
1.9. Определение исходных функций при оценивании состояния 72
Выводы 75
II. ВЫБОР ОБОБЩЕННЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РЕЖИМА В ЭЭС 77
2.1. Постановка задачи 77
2.2. Оценка коэффициентов запаса при утяжелении режимов 78
2.3. Выбор расчетной модели 81
2.4. Оценка обобщенных показателей режима в простейших схемах 84
2.5. Обоснование выбора вторых производных суммарных активных потерь в сети и реактивных мощностей генераторов в качестве обобщенных показателей режима 98
2.6. Влияние места и вида утяжеления, вида представления нагрузки на обобщенные показатели режима и сходимость расчета 102
2.7. Влияние учета частоты и неоднозначности решения на обобщенные показатели режима 107
Вывод ы: 112
III. ОБОБЩЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РЕЖИМА В ТЕСТОВЫХ СХЕМАХ 115
3.1. Постановка задачи 115
3.2. Анализ расчетных обобщенных показателей режима в тестовой схеме 117
3.3. Выбор формы записи уравнений установившегося режима 121
3.4. Влияние вида и места утяжеления на обобщенные показатели режима 127
3.4.1. Влияние учета изменения частоты на обобщенные показатели режима 131
3.4.2. Влияние учета ограничений по реактивной мощности на обобщенные показатели режима 134
3.5. Использование обобщенных показателей режима для задач оптимизации режима по условию минимизации потерь активной мощности в сети 134
3.6 Влияние учета короны на обобщенные показатели режима 139
3.7. Прогнозирование предельных значений мощностей при оценке обобщенных показателей режима 141
3.8. Использование обобщенных показателей режима для выбора управляющего воздействия 144
Вывод ы 152
IV. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ОБОБЩЕННЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РЕЖИМА ПРИ ОЦЕНКЕ НАДЕЖНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ 153
4.1. Постановка задачи 153
4.2. Анализ возможности оценки обобщенных параметров режима J", S", ти" в реальных схемах 157
4.3. Оценка допустимости утяжеленного режима в сложных схемах 159
4.4. Совместное решение задач надежности и экономичности режима 175
4.5. Выбор наиболее характерных схем соединения сети для оценки режимной надежности 186
4.6. Совмещенная оценка статистических данных для расчетов надежности и управления режимами 195
Выводы: '. 200
V. ПРИМЕНЕНИЕ ОБОБЩЕННЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ В ЗАДАЧАХ УПРАВЛЕНИЯ УСТАНОВИВШИМИСЯ РЕЖИМАМИ 202
5.1. Постановка задачи 202
5.2. Организация послеаварийного режима с использованием обобщенных показателей режима 205
5.3. Выбор допустимого объема отключения нагрузки в узлах ЭЭС 209
5.4. Оценка возможности работы с пониженными запасами по устойчивости 212
5.5. Расчет обобщенных показателей режима с учетом протяженных линий электропередачи 218
5.6. Оценка пороговых значений обобщенных показателей режимов 220
Выводы 225
VI. ОБОБЩЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РЕЖИМА В ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ЗАДАЧАХ ЭЭС 226
6.1. Постановка задачи 226
6.2. Использование обобщенных показателей в задачах оптимизации режимов 231
6.3. Исследование зависимости потерь активной мощности внутри дефицитной энергосистемы от сквозного транзита за ее пределы 237
6.4. Оценка потерь активной мощности в сети 239
6.5. Расчет дополнительных потерь, предъявляемых к оплате внешним потребителям 246
6.6. Оценка потерь активной мощности в сети 251
6.7. Оценка точности прогноза некоторых режимных параметров в ЭЭС 259
6.8 Оптимизация режима с помощью транзитных перетоков внутри допустимой области/. 270
6.9. Выбор оптимальной схемы реконструкции сети 279
Выводы 281
ЗАКЛЮЧЕНИЕ * 283
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 287
ПРИЛОЖЕНИЕ 313
Введение к работе
Управление режимами электроэнергетических систем (ЭЭС) усложняется с каждым годом. Основные проблемы здесь возникают [ 1 ] из-за территориальной протяженности, большого временного разнообразия диапазона циклов управления, ограничений по независимым и зависимым переменным, нелинейности уравнений состояния, необходимости учета настройки и поведения систем автоматического регулирования, некоторой неопределенности исходной расчетной информации [2]. Кроме того, увеличение размерности решаемых задач становится причиной проявления качественно новых свойств.
Исследования, связанные с вопросами управления режимами ЭЭС, проводились во ВНИИЭ, ВЭИ, ИСЭМ СО РАН, ИрГТУ, МЭИ, НИИПТ, УПИ, СПбГТУ, СибНИИЭ, ТашПИ и в других научно-исследовательских организациях и вузах. К режимам ЭЭС предъявляются следующие основные требования: режимы должны быть устойчивыми и позволять надежное снабжение потребителей электрической энергией требуемого качества при минимально возможных эксплуатационных затратах в системе [3]. Традиционно подзадачи оценки надежности, качества и экономичности установившихся режимов решались раздельно, с последующей увязкой результатов. В новых экономических условиях, при договорных отношениях между объектами энергетики, возникает необходимость в комплексном подходе к решению задачи управления, что требует либо создания принципиально новых моделей, алгоритмов и программных продуктов, либо адаптации существующих к современным условиям. При возникновении штатных или аварийных ситуаций оптимальное управление режимами должно позволить за минимальный отрезок времени и с приложением минимальных по объему управляющих воздействий вернуться в область допустимых режимов (ОДР) ЭЭС, единую для всех перечисленных подзадач. При этом интерес представляют обобщенные показатели режима, с помощью которых организуется оптимальное управление ээс.
Стационарные режимы ЭЭС подразделяют на нормальные и послеава-рийные [3]. Для диспетчерского управления такими режимами необходима оценка их статической устойчивости, экономичности и надежности, а также определение ОДР и области существования режимов (ОСР) ЭЭС для каждой из подзадач управления. Одной из них является оценка статической устойчивости и определение допустимых режимов ЭЭС. В настоящее время получили развитие математические методы ее решения. Разработаны эквивалентные модели; методы анализа аварийных и послеаварийных режимов с учетом технологической автоматики станций, системной автоматики, а также с учетом изменения частоты [4-8] в системе; используются методы многофакторного планирования эксперимента при определении областей устойчивости [9, 10]. Допустимость режима определяется [11, 12] положением точки, соответствующей определенным величинам активных мощностей, внутри заранее рассчитанных областей, что требует предварительной инженерной оценки эквивалентных схем, условий получения предельных поверхностей и контролируемых сечений.
Чрезвычайно важна при оценке устойчивости роль нормирования. В настоящее время действует несколько директивных материалов и нормативов с рекомендациями по выполнению расчетов устойчивости и решению проблемы нормирования в электроэнергетических системах [З, 13]. В общем случае эта проблема имеет технико-экономический характер. При больших запасах устойчивости затраты на средства ее повышения больше, а оборудование используется менее эффективно, но ущерб от перерывов в электроснабжении меньше. Сравнение вариантов проводится после выбора нормативного показателя для оценки запаса статической устойчивости - единого для всех расчетных случаев или дифференцированного для различных категорий [14-16]. В ЭЭС расчет запаса по статической устойчивости предполагает сравнение по каким-либо показателям рассматриваемого режима и режима, находящегося на границе устойчивости (предельного). В [3] определяются различные типы режимов и методы определения их запасов. Вычисление предельного по статической устойчивости перетока в сечении осуществляется утяжелением режима (увеличением перетока). При этом рассматриваются траектории утяжеления режима, представляющие собой последовательности установившихся режимов, которые при изменении некоторого параметра или группы параметров позволяют достичь границы области существования режима. Следует рассматривать увеличение перетока в сечении для ряда траекторий угяжеления, которые характерны для данной энергосистемы и различаются перераспределением мощности между узлами, находящимися с каждой из сторон рассматриваемого сечения. Значение Рпр определяется по траектории, которой соответствует наименьшая предельная мощность. Коэффициенты запаса по активной мощности и напряжению позволяют определить степень удаленности режима от предельных значений этих параметров.
При проверке устойчивости энергосистемы следует рассматривать режимы, соответствующие характерным точкам суточных и сезонных графиков генерации и потребления при возможных нормальных и ремонтных схемах, которые полагают длительно существующими. В случаях, когда область апериодической статической устойчивости близка к области существования режима, допускается ограничиваться проверкой существования режима. При этом оценка запасов по активной мощности сводится к определению расстояния до границы ОСР. В работе используется именно такой подход к оценке запасов. Проблема существования решения системы уравнений установившегося режима (УУР) электроэнергетических систем тесно связана с проблемами:
- статической устойчивости,
- чувствительности, т.е. степени реакции ЭЭС на внешнее возмущение,
- сходимости численных методов решения УУР и многих других. Соответственно имеется взаимосвязь таких показателей как:
- число итераций при решении УУР различными методами,
- значение якобиана,
- объем реактивной мощности, необходимый для поддержания напряжения в контролируемом узле,
- величина суммарных потерь активной мощности в сети. Взаимосвязь якобиана УУР и критериев статической устойчивости обсуждалась в работах Веникова В.А., Ушакова Е.И. и др., где было показано, что при соблюдении некоторых условий якобиан с точностью до постоянного множителя совпадает со свободным членом характеристического уравнения. В работах В.А. Строева, В.И. Идельчика, В.П. Васина, В.И.Тарасова и др. введены критерии оценки существования решения УУР и разработаны методы, позволяющие либо получить решение, либо указать на его отсутствие.
Рекомендуется утяжелять режим, контролируя прохождение критериев через нуль (или максимум). Затем следует проводить анализ режимов и изменения критериев в координатах утяжеляемых или контролируемых параметров. При этом полезно не только контролировать сами критерии, но и анализировать тенденции их изменения (первые и вторые производные) в ходе направленного изменения режима. В этом случае целесообразно вводить индекс тяжести утяжеленного режима, являющийся интегральным образом режима. В общем случае индекс тяжести определяется как [15]:
= ВД О)
где ПІ — учитываемые параметры и показатели, характеризующие наступление нештатной ситуации;
Kj - весовые коэффициенты, определяемые эмпирически.
В качестве Д можно, например, принимать выход частоты за пределы допустимого диапазона, нарушение перетоками мощности и напряжениями в узлах сети аварийных и допустимых пределов или приближение к ним. Могут быть предложены и другие индексы тяжести.
При выборе единого показателя запаса необходимо его соответствие ряду требований [16]. Он должен быть универсальным, то есть таким, чтобы расчеты статической устойчивости можно было проводить по единой методике вне зависимости от сложности, конфигурации рассматриваемой схемы сети или состава работающего оборудования. Этот показатель должен рассчитываться на базе информации об электрическом режиме ЭЭС и быть его характеристикой. Возможно выявление представительных характеристик режимов, одновременно отвечающих требованиям к показателям запаса и являющихся критериями устойчивости или их функциями, корректно оценивающие степень приближения к пределу, не требующих при расчетах больших затрат времени ЭВМ, позволяющих оценить уровень надежности существующего в ЭЭС электрического режима с приемлемым риском. Желательно также, чтобы такие характеристики имели физический смысл и позволяли определять индекс тяжести режима.
В общем случае вид показателя запаса обусловливается его назначением и объемом использованной информации: это может быть величина свободного члена характеристического уравнения [13,17], значение функции Ляпунова и т.п. Многообразие способов выбора нормативного значения показателя запаса, его зависимость от многих факторов (например, схемы соединения ЭЭС, способа утяжеления) делают дифференцированный подход необходимым, хотя и затруднительным. Единый же запас назначается из опыта эксплуатации энергосистем и может использоваться для выявления необходимости установки специальных средств повышения устойчивости, корректировки или изменения режима в заданном направлении, для ряда других практических задач.
В некоторых схемно-режимных ситуациях ЭЭС, вследствие отставания станционного и сетевого строительства или ограниченности энергоресурсов, возможно появление режимов, дефицитных по мощности и энергии. При работе межсистемных связей с предельной загрузкой возникновение дефицитных режимов может привести к значительному ущербу из-за неудовлетворения спроса на электроэнергию. Одной из мер по снижению такого ущерба является настройка работы межсистемных связей с учетом срабатывания противоаварийной автоматики. Эффект от дополнительной загрузки связей здесь сопоставляется с ущербом от недоотпуска энергии при работе системной автоматики [18]. После тщательной проработки таких режимов возможна работа с пониженными запасами устойчивости и удовлетворительным уровнем надежности. В связи с этим актуальными являются [19] разработка новых методов анализа энергосистем; оценка возможности работы с максимальным приближением к предельным режимам; применение таких критериев надежности, как допустимые выходы из строя, приемлемый риск. Кроме того, в [20] отмечено влияние расширения рыночных отношений в электроэнергетике на системы и методы планирования. Такие отношения приводят к сокращению объема достоверной информации между конкурирующими участниками и информации, поступающей планирующим организациям, поэтому при планировании необходимо во все большей степени применять вероятностные методы. Здесь же показано, что в связи с экологическими и финансовыми трудностями должна повысится загрузка основных магистральных линий, что обостряет вопрос о мерах по анализу и повышению устойчивости отдельных линий и энергосистем.
Прогресс в области вычислительной техники и программирования делает актуальными задачи совершенствования существующих и создание новых более эффективных диспетчерских пунктов управления энергосистемами. В новых экономических условиях актуальным является приспособление структуры и работы вспомогательных систем к этим условиям. К вспомогательным системам относятся системы регулирования частоты и мощности, баланса реактивных мощностей, регулирования напряжения, контроль потерь и т.п.
В [21] отмечено, что стратегия развития электроэнергетики связана с выбором структуры и размещения генерирующих мощностей, электрических сетей, межсистемных связей, других подсистем топливно-энергетического комплекса. Режимы, в которых возможна работа с пониженными запасами устойчивости, подразделяются на утяжеленные и вынужденные [3]. Исследования статической устойчивости ЭЭС для оценки запасов часто проводятся при фиксированных нагрузках. В таком случае режимы определяются в основном сочетанием активных генерируемых мощностей. При этом область существования режимов можно выстроить в координатах только активных генерируемых мощностей.
Современное развитие систем автоматизированного диспетчерского управления (АСДУ) в электроэнергетических системах характеризуется внедрением их новых методов и технических средств. Одной из подзадач АСДУ является оптимизация электрического режима по условию минимизации суммарных потерь активной мощности в сети (тг) или при другой целевой функции, но с учетом потерь. При ее решении возникает необходимость оценки тс и соответствующих им реактивных мощностей Q, а также потерь реактивной мощности в сети. Это осуществляется с помощью расчета уста-новившегося режима или оценивания состояния, где можно использовать информацию по замерам в наблюдаемой системе, что позволяет без трудоемких расчетов получить те же результаты, что и при расчете режима [22]. Сам процесс оптимизации должен проводиться внутри области допустимых режимов. Следует учесть, что по мере приближения режима к границе области существования возникает явление "текучести", то есть увеличения вероятности появления больших отклонений при равных по величине изменениях режима [23]. "Текучесть" особенно заметна при коэффициентах запаса по активной мощности Кр = (5 -г 10)%.
Актуальными являются разработка новых методов анализа режимов энергосистем, оценка возможности их работы с максимальным приближением к пределам, выявление обобщенных показателей режима, позволяющих одновременно:
1) оценить возможность длительного ведения режимов с коэффициентами запаса по активной мощности, которые меньше нормативных и определяются в каждом конкретном случае по характеристикам режима;
2) выявить степень удаленности режима от оптимума по критерию миниму ма суммарных потерь активной мощности в сети (п) и выделить зону, в
которой проводится оптимизация;
3) оценить приближение к зоне "текучести" режима;
4) выявить индексы "тяжести" режимов для их сопоставительного анализа;
5) определить значения реальных запасов до границы ОСР по перетокам и напряжениям в контролируемых элементах ЭЭС.
Следует также провести численную оценку обобщенных показателей режима в различных схемно-режимных ситуациях. Из вышеизложенного видна необходимость решения проблемы комплексной оценки допустимых режимов с позиций их устойчивости, надежности, экономичности на основе новых обобщенных показателей режимов, расчета их запасов, определения допустимых областей функционирования ЭЭС. Поиску решения этой проблемы и посвящается предлагаемая работа.
Цель работы состоит в разработке новой методологии определения области допустимых режимов функционирования ЭЭС и пороговых значений, ограничивающих ОДР.
При этом возникает необходимость:
• в разработке методов оценки допустимых режимов ЭЭС с использованием для этого новых обобщенных показателей;
• обоснования возможности использования показателей для оценки ОДР при управлении установившимися режимами ЭЭС;
• обоснования возможности работы ЭЭС с пониженными коэффициентами запаса по активной мощности;
• в использовании для задач оптимизации режимов, учитывающих потери в ЭЭС или сетевые коэффициенты, штрафных функций, позволяющих уменьшить область поиска оптимальных режимов;
• разработки методики определения ОДР для задач оценки режимной надежности ЭЭС;
• получения количественных результатов оценки обобщенных показателей режима и их пороговых значений для реальных энергосистем и их
объединений.
Научная новизна работы заключается:
• в разработке методических подходов и методов оценки допустимых режимов в ЭЭС на базе удобных для практических целей обобщенных характеристик электрического режима: суммарных потерь активной (я) или реактивной (AQ) мощностей в сети, реактивных мощностей генераторов (Qr);
• в предложении новых обобщенных показателей режима (вторых производных от характеристик режима %, AQ и Qr по контролируемым перетокам) и обосновании определения по ним коэффициентов запаса по активной мощности;
• в оценке зависимости характеристик режима от контролируемых перетоков и между анализируемыми величинами вторых производных;
• в использовании обобщенных показателей режима в качестве штрафных функций для ряда задач оптимизации режима и способа сужения области поиска оптимальных режимов;
• в определении границы зоны "текучести" режима в задачах оценки режимной надежности ЭЭС;
• в получении численной оценки обобщенных показателей режима, превышение которых должно приводить к изменению загрузки контролируемого сечения (мощности узла).
На защиту выносятся следующие положения:
1) теоретические и методические основы определения обобщенных показателей режима в ЭЭС различной сложности и конфигурации, сопоставительный анализ с обобщенными показателями, полученными на основе традиционно используемых зависимостей определителя матрицы Якоби от контролируемых параметров;
2) метод оценки границы области допустимых режимов в электроэнергетических системах при управлении установившимися режимами на базе обобщенных показателей;
3) методы оценки обобщенных показателей, связанных с существующими в энергосистемах установившимися режимами, и определяемых на их основе реальных коэффициентов запаса;
4) метод формирования штрафных функций в ряде задач оптимизации режимов ЭЭС на основе показателей, предлагаемых в работе;
5) метод оценки границы зоны "текучести " режимов при определении устойчивоспособности ЭЭС;
6) способ оценки индекса "тяжести" допустимых режимов для задач управления;
7) количественная оценка обобщенных показателей режима реальных ЭЭС.
В работе предлагаются обобщенные показатели режимов и полученные на их основе методики оценки запасов и определения допустимых областей функционирования ЭЭС. Здесь же проводится оценки приемлемых значений перетоков и напряжений в ходе направленного изменения режима (утяжеления, решения оптимизационных задач и задач по определению режимной надежности) и их пороговых значений, превышение которых недопустимо. Новые показатели запаса по активной мощности и напряжению отвечают требованиям, предъявляемым к таким показателям [16], и могут применяться при решении всех четырех задач. Желательно, чтобы все задачи решались на основании единой методики или хотя бы имели общую информационную базу, что также осуществимо при использовании обобщенных показателей режима.
Полученные результаты исследований легли в основу конкретных рекомендаций по обеспечению устойчивоспособности в ЭЭС и оценке допустимости ведения режимов с пониженными коэффициентами запаса по активной мощности, по поиску оптимальных режимов и управляющих воздействий в процессе диспетчерского управления ЭЭС. Предлагаемые методики могут быть использованы для решения задач управления, связанных с работой ЭЭС с пониженными запасами устойчивости, оперативной коррекцией режимов, оценкой возможности их изменения в заданном направлении и других практических задач, не требующих высокой точности расчетов.
Результаты проведенных исследований являются основой методики оценки удаленности режима от предела при известной траектории его утяжеления и расчета реальных запасов по активной мощности в контролируемом сечении, которая использовалась на предприятиях "Средазтехэнерго" (г. Ташкент, Узбекистан), АО НИИПТ (г. Санкт-Петербург), в ОДУ Центральной Азии (г. Ташкент, Узбекистан), ОДУ Востока (г. Хабаровск); методики поиска оптимального электрического режима и оценки транзитных потерь активной мощности, внедренной в АО "Амурэнерго" (г. Благовещенск); методики обработки статистической информации по отключениям элементов сети и изменении при этом потерь мощности, использованной в "Саратов-энерго" (г. Саратов), "Амурэнерго"; методики анализа потерь активной мощности в сети и оценке их вторых производных для выбора схем сети и анализа режимов, использованной в АО "Амурэнерго"; методики оптимизации тяжелых режимов ЭЭС, разработанной в рамках НИР «Оптимизация тяжелых режимов работы электроэнергетических систем» (код темы по ГАСНТИ 44.29.29); методики оптимизации режима в дефицитных энергосистемах с целью коррекции взаиморасчетов за поставляемую мощность, разработанной в проекте «Повышение эффективности работы энергосистем Дальневосточного региона», выполненном в рамках программы «Научно-технические и социально-экономические проблемы развития Дальневосточного региона России в 1997-2001г.». Акты внедрения методик приведены в Приложении.
Основные положения и разделы диссертации докладывались и обсуждались на 22 конференциях и школах-семинарах, на научных семинарах в ИСЭМ СО РАН, АО НИИПТ, ТашГТУ, АмГУ, технических советах ОДУ Северо-Запада, ОДУ Центральной Азии, АО "Амурэнерго". По теме диссертации опубликовано 50 печатных работ, включая 2 монографии. Государственную регистрацию имеют 5 отчетов по НИР (в соавторстве) и 1 отчет по НИР (без соавторов), непосредственно связанных с тематикой диссертации.
Для достижения основной поставленной цели, то есть разработки обобщенных показателей режима и анализа возможности их применения при решении задачи управления режимами ЭЭС, были проведены исследования, результаты которых изложены в шести главах. В первой обзорной главе показаны основные аспекты решения отдельных подзадач общей задачи управления, обоснована необходимость введения обобщенных показателей режима и проведен их предварительный отбор, выявлена взаимосвязь между ними. Здесь же показано, что методическая и информационная основа для получения обобщенных показателей режима в отдельных подзадачах может быть единой. Во второй главе на основании анализа режимов простейших систем показана корректность поставленной задачи и выбраны обобщенные показатели, являющиеся предпочтительными для получения ОДР при решении задач управления. В третьей главе полученные результаты апробированы на тестовых схемах, имеющих более сложную структуру, и показана возможность использования обобщенных показателей при управлении режимами. В следующих трех главах представлены разработанные методы решения задач управления реальными электроэнергетическими системами с использованием предложенных обобщенных показателей и проведено их сопоставление с традиционно применяемыми критериями (показателями), приведены их пороговые значения, превышение которых требует направленного изменения режима.
