Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Сложные системы в контексте энергетики 16
1.1. Процесс эволюции современных электрических комплексов 16
1.2. Представление о сложных системах и их взаимодействии 22
1.3. Свойства и особенности сложных систем 24
1.3.1. Возникновение и развитие сложных систем 24
1.3.2. Метрики сложных сетей 26
1.3.3. Типы сложных сетей 29
1.3.4. Комплексная теория сложных сетей 34
1.3.5. Управляемость сложных систем 36
1.4. Электрические или энергетические системы и комплексы 37
1.5. Производство электроэнергии 39
1.6. Стандартный профиль нагрузки 43
1.6.1. Потребление электроэнергии 43
1.6.2. Прогнозирование потребления электроэнергии 44
1.6.3. Метрики для кривых нагрузки 46
1.6.4. Регулирование спроса (DSM) 48
1.7. Современные энергетические системы Smart Grids (Умные сети) 49
1.7.1. Интеллектуальная сеть 49
1.7.2. Двухуровневая модель 52
Глава 2. Информационные модели электротехнических комплексов и процессы управления режимами их работы 54
2.1. Главные методы исследования взаимодействия элементов в системах управления 54
2.2. Теория подобия 56
2.3. Оптимизация методов управления в условиях неопределенности 64
2.3.1. Искусственные нейронные сети 64
2.3.2. Генетические алгоритмы 73
2.3.3. Применение математического аппарата теории нечетких множеств 76
2.3.4. Метод многокритериального регрессионного анализа 79
2.4. Теория графов 81
2.4.1. Кратчайшие пути и контуры графа 81
2.4.2. Решение задач неопределенности при управлении системами 83
2.5. Мультиагентные системы в энергетике 86
2.6. Понятие системы управления как объекта исследования 95
Глава 3. Разработка принципов графоаналитического моделирования электротехнических комплексов 99
3.1. Использование табличного представления топологических структур СЭЭС для графоаналитического моделирования схем 99
3.2. Классификация набора моделей для решения задач, связанных с тренажерной подготовкой персонала 100
3.3. Разработка табличных методов заменяющих действия с матрицами для решения уравнений установившихся режимов СЭЭС 103
3.4. Графоаналитическое табличное моделирование квазистационарных режимов 106
3.4.1. Табличный способ описания схемы электрической сети 106
Глава 4. Разработка методических основ анализа моделей электротехнических комплексов как объекта управления 114
4.1. Классификация средств математического обеспечения и модели структурных элементов 114
4.2. Обобщенные модели структурных элементов 117
4.3. Построение единого информационно-топологического пространства 120
4.4. Имитационное моделирование СЭЭС на основе теоретико-множественного подхода 122
4.5. Формирование виртуальных имитационных моделей 127
4.6. Метод условных потенциалов 128
4.7. Табличное моделирование как основа для модификации методов анализа режимов СЭЭС 1 4.7.1. Метод Гаусса-Зейделя 131
4.7.2. Формализованная запись узловых уравнений для узлов с заданным балансом реактивной мощности 133
4.7.3. Ускорение сходимости метода Гаусса-Зейделя 134
4.7.4. Метод Ньютона-Рафсона 135
4.7.5. Градиентный метод 139
4.8. Алгоритмы расчета режимов СЭЭС с применением табличных структур 145
4.8.1. Табличная модификация метода Гаусса-Зейделя с использованием списочных структур 145
4.8.2. Табличная модификация метода Ньютона-Рафсона с использованием списочных структур 146
4.8.3. Табличная модификация градиентного метода с использованием списочных структур 147
4.8.4. Программная реализация рассмотренных методов 147
4.9. Практическое исследование реализованных расчетных методов 148
4.9.1. Использование улучшенного метода Гаусса-Зейделя с табличными структурами 148
4.9.2. Практические соображения применения метода Ньютона-Рафсона. 152
Глава 5. Современные средства имитационного моделирования для управления режимами работы электротехнических комплексов 153
5.1. Основные принципы применения имитационного моделирования для управления режимами работы электротехнических комплексов 153
5.2. Моделирования электрических сетей с использованием ГИС-технологий 159
5.3. Тенденции развития моделей данных в ГИС 160
5.4. Постановка и решение задач моделирования электротехнических комплексов с применением ГИС-технологий 161
5.5. Задачи использования ГИС-технологий в электрических сетях 162
5.6. Применение ГИС-технологий для информационных и управленческих задач 164
5.7. Информационно-аналитическая система для управления электротехническими комплексами и системами электроснабжения 165
5.7.1. Основные характеристики системы 166
5.7.2. Корпоративная система по оборудованию и режимам электрических сетей 169
5.7.3. Основные задачи, решаемые на базе информационно-аналитической системы 170
5.7.4. Вопросы использования информационно-аналитических комплексов для задач интеллектуализации управления режимами ЭЭС 172
Глава 6. Организация взаимодействия графоаналитической системы с моделью СЭЭС, имеющей топологические связи 178
6.1. Реализация взаимодействия коммутационной модели с подсистемой расчета режима 178
6.2. Управляемая модель электрической сети 179
6.3. Система Управления Передачей Электроэнергии 183
6.4. Полная Система Энергетических Приложений ПАС «Пегас» 187
6.5. Назначение разработанной системы для решения технологических задач. 194
Глава 7. Разработка новых и совершенствование существующих методов управления и принятия решения при расчете режимов работы электротехнических комплексов 196
7.1. Создание единой корпоративной информационно-справочной и расчетно-аналитической системы 196
7.2. Практическая реализация проекта системы 200
7.3.Технология решения задачи ТУ с помощью ПО «Модус-Пегас» 204
7.4. Технология решения задач расчета нормальных и аварийных режимов СЭЭС с помощью ПО «Модус-Пегас» 209
7.4.1. Расчет потерь мощности и энергии в сети электроснабжения 209
7.4.2. Алгоритм расчета потерь мощности и энергии 211
7.5. Расчет токов короткого замыкания в системе электроснабжения 213
7.6. Анализ электроснабжения, электропотребления, расчет потерь энергии и баланс по производствам нефтеперабатывающего комплекса 219
7.6.1. Анализ графиков нагрузки источников питания НПЗ 219
7.6.2. Составление электробаланса технологических установок 222
7.7. Определение точек с низким уровнем коэффициента мощности и анализ режима реактивной мощности 234
7.7.1. Режим реактивной мощности в системе электроснабжения НПЗ 234
7.7.2. Анализ возможности оптимизации реактивной мощности 236
7.7.3. Оценка показателей качества электроэнергии 236
7.8. Анализ отказов и неполадок 241
7.9. Анализ значений коэффициента мощности по фидерам ГПП завода 243
7.10. Расчет самозапуска электродвигателей 248
7.10.1.Общие сведения 248
7.10.2. Последовательность выполнения работы 249
7.10.3. Пояснения к выполнению расчетов 250
7.10.4. Определение возможности самозапуска 254
7.11. Оценка технической возможности применения БАВР в сетях электроснабжения НПЗ 256
Заключение 261
Библиографический список 263
Приложение 1. Подготовка и оформление схем электрических сетей 220-6(10) 0,4 кВ систем электроснабжения предприятия 277
I. Введение 277
2. Требования к электрическим схемам 279
2.1 Общие требования к электрическим схемам 279
2.2. Главная схема ПЭС 284
2.3. Электрические схемы подстанций 286
2.4. Электрические схемы фидеров 6-10 кВ 288
2.5. Электрические схемы фидеров 0,4 кВ 289
З. Информационное наполнение схемы 290
Приложение 2. Описание структуры базы данных используемой в ИАС «Пегас» 291
Общая структура построения БД 292
Приложение 3. Схемы и расчеты контрольных примеров 295
Контрольный пример 1. Нормальная схема Фидер № 1 ПС Алексеевка 295
Контрольный пример 2. Нормальная схема Фидер Неприк-0,4 ПС Неприк.297
Контрольный пример 3. Схема электроснабжения предприятия 300
- Типы сложных сетей
- Табличный способ описания схемы электрической сети
- Полная Система Энергетических Приложений ПАС «Пегас»
- Оценка показателей качества электроэнергии
Введение к работе
1. Актуальность темы. В многоуровневой иерархической структуре современных энергосистем с разветвленными горизонтальными и вертикальными связями важнейшим иерархическим звеном является уровень распределения электроэнергии - системы энергоснабжения и электрические сети (СЭЭС). Современные тенденции по энергосбережению и повышению энергоэффективности СЭЭС предъявляют беспрецедентно высокие требования к качеству и результативности управления режимами и техническим состоянием электрооборудования (ЭО) их электротехнических комплексов (ЭТК). Поэтому, не умаляя значимости других уровней иерархии, остановимся на решении проблем совершенствования их управления.
Высокие качество, надежность и технико-экономические показатели СЭЭС можно обеспечить только при наличии в системе управления мощной универсальной информационно-вычислительной системы. Ее основа - обобщенная виртуальная модель СЭЭС, включающая в себя многоцелевую виртуальную модель (МВМ) СЭЭС, построенную на принципе графического управления составом, взаимными связями элементов, их технических и режимных параметров, результатов расчетов и компьютерных экспериментов, нормативно-справочной информации и др.
Несмотря на большое количество работ, выполненных в этом направлении, создание МВМ далеко от исчерпывающего завершения по целому ряду направлений и требует обоснования и инновационных решений постоянно возрастающего ряда научных проблем и технических задач. Их рост обусловлен, с одной стороны, развитием современных технологий в эксплуатации и проектировании ЭТК, а с другой, - лавинообразным увеличением возможностей и технических характеристик средств информационно-вычислительной техники. При этом в современных условиях роль этих средств все больше смещается в сторону комплексного логического анализа технических данных наблюдения и моделирования разнообразных процессов, принятия решений и определения стратегии и тактики управления ЭТК.
Эксплуатация и проектирование СЭЭС в современных условиях важной научно-технической проблемой и требует решения комплекса разнообразных взаимосвязанных задач планирования основной деятельности, оперативного и диспетчерского управления режимами, определения направлений и реализации производственной деятельности (включая энергоснабжение, сбыт, ведения договоров, обслуживания и ремонта электрооборудования и т.д.), планирования ресурсов (финансовых ресурсов человеческих и материальных затрат), всех видов энергоучета, планирования и анализа деятельности предприятия и др.
Не умаляя общности подхода можно констатировать, что эти задачи имеют общую основу в виде неразрывно связанных производственных процессов, условий, технической базы, специфических интерактивных взаимоотношений между людьми, оборудованием, автоматическими и автоматизированными системами, окружающей средой. В названных задачах все эти ингредиенты
функционируют в виде обобщенной виртуальной модели в едином информационном пространстве с общей базой схемно-топологической нормативно-справочной информации. Поэтому необходимо построение, наполнение данными и поддержание в работоспособном состоянии разнообразных моделей СЭЭС: обобщённых виртуальных; имитационных; диагностических, геоинформационных и др. Для них характерно использование общих подходов и средств, таких как: изображение схем с учетом коммутационных элементов; возможность получения пользователем информации об объектах на схеме; наличие баз данных по оборудованию; решение различного рода технологических задач анализа состояния СЭЭС.
Эти положения находят отражение в разработках технологических комплексов с использованием специализированного программного обеспечения (ПО): расчет стационарных и аварийных режимов работы СЭЭС, определение балансов, потерь мощности и электроэнергии, определение токов КЗ, оценка статической устойчивости, расчет возможности группового самозапуска электродвигателей, выбор уставок и анализ релейной защиты и автоматики и т.д.); разработка систем электронного документооборота и проектирования; решение диспетчерских задач, взаимодействие с оперативно-информационными комплексами (ОИК); разработка советчиков диспетчера по управлению мнемосхемой и ведение электронного журнала; различных коммутационных и режимных тренажерах; справочно-информационных комплексах; и др.
В диссертационной работе с помощью научного подхода решены многие системные задачи с учётом различных аспектов (методологических, технических, и информационных, экономических и организационных, которые опираются на основополагающие принципы моделирования СЭЭС, предложенные и обоснованные В.А. Вениковым. Все выше сказанное определяет научную актуальность темы диссертационной работы. Представленная диссертационная работа выполнялась в соответствие с научно-технической программой СамГТУ «Энергосбережение и управление энергоэффективностью» на 2005-2010 гг. (Решение ученого совета от 23.04.05, протокол № 8) в рамках выполнения основных задач программы "Энергосбережение" Минобразования РФ до 2020 г.
2. Цель работы и задачи исследования - теоретическое обоснование решений комплекса научных и технических проблем в ЭТК и многокомпонентных СЭЭС на основе имитационного моделирования для повышения эффективности и совершенствования методов управления режимами их работы. Решение производится с помощью виртуального представления и графического отображения субъектов для организации двух процессов: реализации основных функций системы по распределению и потреблению электрической энергии и управления режимами для оптимизации и повышения надежности. Для достижения этой цели рассмотрены следующие технические и научные задачи.
Научные задачи.
1. Построение виртуальных моделей СЭЭС для актуальных технологических состояний и электрических режимов по геоинформационным,
графическим, функциональным, статистическим представлениям и технической документации с помощью топологических, табличных, диагностических, телемеханических, информационных и других аналогов.
-
Теоретическое обоснование графотабличных методов, в которых виртуальные модели электротехнических комплексов и систем электроснабжения представлены в виде топологических таблиц и характеристик электрооборудования, необходимых для решения широкого круга технологических задач отображения режимов, анализа и управления.
-
Разработка концептуальных положений и состава моделей для оперативной подготовки персонала СЭЭС и ЭТК с помощью режимных и диспетчерских тренажеров.
-
Построение единой графотабличной структуры для имитационного моделирования электротехнических комплексов с учетом многоцелевого использования информационных, диагностических, коммутационных и расчетных моделей.
Технические задачи.
-
Разработка и реализация виртуальных графических моделей в виде информационно-аналитического комплекса (ИАК) для получения информации о режимах СЭЭС, по данным расчётов, или по данным систем телемеханики (в режиме on-line), а также устройств оценки текущего состояния оборудования и учета электропотребления.
-
Разработка средств визуализации текущего состояния СЭЭС и использования графической модели как средства отображения данных технологических объектов.
-
Основные методы научных исследований. В диссертационной работе научные разработки основаны на теоретических положениях топологического анализа, теории множеств, анализе многомерных пространств и структур направленных графов, применения положений имитационного и графоаналитического моделирования для оценки нормальных, ремонтных и аварийных режимов изменения состояний СЭЭС и др. Выполнена оценка корректности построенных моделей путем сравнения расчетных значений с результатами опытных и контрольных измерений, полученных по данным служб эксплуатации СЭЭС, а также сопоставления экспериментальных данных и результатов комплексных тестов на имитационных моделях.
-
Основные положения, выносимые на защиту.
Обоснование, разработка и реализация адаптивной информационно-вычислительной среды на основе многоуровневой имитационной модели СЭЭС для управления ЭТК нефтяной отрасли.
Принципиальное совершенствование методов моделирования при расчете режимов СЭЭС, позволяющих получать параметры оборудования и режи-
мов непосредственно по графотабличным моделям - графическим представлениям геоинформационных структур СЭЭС.
Определение функциональных характеристик имитационных моделей, использующих геоинформационное графотабличное представление топологии сети (коммутационное положение аппаратов при диспетчеризации, геоинформационное распределение объектов, проектные решения, оперативная телемеханическая информация, технико-экономические показатели, организационные решения и др.) и основанные на ней экспертные задачи (определение технико-экономических характеристик, замеры технологических параметров и контроль правильности переключений, составление бланков переключений в режиме шаблонов), удовлетворяющие требованиям предприятий СЭЭС.
Методика моделирования режимов по графотабличным структурам СЭЭС, которые являются их виртуальными отображениями.
Иерархическая архитектура доступа и преобразования геоинформации и топологических графотабличных данных, связанных с объектами СЭЭС.
Построение структуры и реализация информационно - вьиислительных и тренажерно-учебных комплексов (ИВК и ТК) для СЭЭС.
5. Научная новизна работы может быть обоснована следующими резуль
татами выполненных исследований.
Виртуальные имитационные графотабличные модели СЭЭС для актуальных технологических состояний и электрических режимов по геоинформационным, графическим, функциональным, статистическим представлениям и технической документации.
Методика преобразования схем СЭЭС в графоаналитические табличные структуры с сохранением при этом возможности обратного перехода к графическому изображению на основе рассмотренного топологического метода условных потенциалов.
Разработка и научное обоснование методики получения значений параметров режимов непосредственно по виртуальным графотабличным структурам, без составления уравнений состояния для замкнутых и разомкнутых СЭЭС (установившихся и аварийных режимов).
Разработка положений виртуального имитационного моделирования при создании учебных и эксплуатационных моделей для тренировки оперативного и диспетчерского персонала СЭЭС.
6. Практическая ценность работы. Разработаны и доведены до практи
ческого внедрения следующие элементы ИВК:
Система преобразования геоинформационных представлений СЭЭС в топологические модели на основе библиотечных модулей графических элементов.
Система положений для многоразового использования уже подготовленных данных в различных информационных средах на основе полнофункциональной графической системы имитационного моделирования.
Базовая платформа интеграции с информационными системами, имеющимися в составе АСУ различных электротехнических комплексов и систем электроснабжения (БД по оборудованию, системы телемеханики - ОИК, шаблоны паспортов и протоколов, бланки заявок энергосбытовых организаций и др.).
Внедрение прошедших независимую сертификацию ИВК и ТК для электротехнических комплексов и систем электроснабжения.
7. Реализация в промышленности, проектной практике, учебном про
цессе и внедрение результатов.
Результаты представляемой диссертационной работы реализованы в виде разработок и проектов, выполненных под руководством и при непосредственном участии автора за последние 15 лет на целом ряде предприятий нефтеперерабатывающей и электроснабжающей отрасли. В 2004-2010 г.г. они реализованы на Новокуйбышевском и Рязанском нефтеперерабатывающих заводах, Пермский комбинат нефтеоргсинтеза; в 5 ПЭС ОАО «Самараэнерго» и др.
Программное обеспечение, описанное в диссертационной работе и изложенное в публикациях автора лично и в соавторстве, используется в учебном процессе Самарского государственного технического университета, Санкт-Петербургского энергетического института повышения квалификации и др.
-
Обоснованность и достоверность научных положений, выводов и рекомендаций, а также практического использования программных продуктов опирается на принципы использования топологических методов анализа структурных схем электроснабжения, теории направленных графов и подтверждается результатами расчетов режимов моделей по сравнению с процессами на реальных энергетических комплексах, а также результатами измерений и внедрения ПО в составе ИАС «Пегас» и программного комплекса «Модус» на предприятиях электротехнической и нефтяной промышленности и др.
-
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на: семинарах по использованию и внедрению программных продуктов фирмы «Модус» (1995-2011 гг.); Международной конференции ВНИИЭ «Нормирование, анализ и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях - 2004»; 4-й международный научно-технический семинар-выставка «Нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях - 2006», Москва, 2006; V Международной научно-технической конференции «Эффективность и качество электроснабжения промышленных предприятий», г. Мариуполь, 2005; Диспетчеризация в электроэнергетике: проблемы и перспективы: Материалы докладов V открытой молодежной научно-практической конференции. Казань: Казан, гос. энерг. ун-т, 2011; РАДИОЭЛЕКТРОНИКА, ЭЛЕКТРОТЕХНИКА И ЭНЕРГЕТИКА: Семнадцатая Междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов. Издательский дом МЭИ, 2011; 12th International conference on electrical machines, drives and power systems, ELMA 2008, Sofia, Bulgaria; ELMA 2011. 21 - 22 October 2011, Varna, Bulgaria section IEEE, Proceedings. Междунар. конф. по электр. машинам и энергосистемам. 2011, - Варна: Болгарская секция IEEE, 2011; Международная
научно-техническая конференция «Электроэнергетика глазами молодёжи», Самара, 21-25 ноября 2011; The Annual Convention of the Society of Electrical and Electronics Engineers in Israel, Eilat, Israel, November 14-17, 2012; Third Forum of Young Researchers. In the framework of International Forum "Education Quality - 2012" : Proceedings (February 20-22, 2012, Izhevsk, Russia). - Izhevsk : Publishing House of ISTU, 2012; III международная научно-техническая конференция «Энергетика глазами молодёжи», Екатеринбург, 22-26 октября 2012; Радиоэлектроника, Электротехника и энергетика: 19 международная науч.-техн. конф. студентов и аспирантов: Издательский дом МЭИ, 2013; Материалы докладов VIII международной молодежной научной конференции «Тинчурин-ские чтения» 27-29 марта 2013 г. Казань, 2013;
Кроме этого, материалы диссертации обсуждались на научно-технических семинарах кафедр «Автоматизированные электроэнергетические системы» и «Электрические станции» ГОУВПО Самарский государственный технический университет за период с 2000 по 2013 годы.
-
Публикации. По теме диссертации опубликовано 54 научные работы (2 личные), зарегистрировано авторское свидетельство на программный продукт ИАС «Pegas», прошедший независимую экспертизу и сертификацию в системе ГОСТ Р Госстандарта России, выпущена монография.
-
Структура и объем диссертации. Работа состоит из введения, семи глав, заключения, списка литературы и приложений. Общий объем работы составляет 314 страниц. Библиография включает 154 наименования.
Типы сложных сетей
При анализе сложных сетей в реальном мире, были выявлены необычные типы сетей между различными дисциплинами и областями. Создание общей классификации сетей позволяет нам находить общие свойства, проблемы и решения для этих сетей, и относиться к ним, независимо от их исходной отрасли. В следующем разделе представлены наиболее типичные сети; они были определены разными учеными и являются общепризнанными. Типы сетей могут быть охарактеризованы метрикой определенной выше, а также другими дополнительными свойствами.
Полностью связанные сети
Полностью связанные однородные сети - это сети, в которых каждый узел связан со всеми другими узлами. Если F = {V, Е} это полностью связанная сеть, то максимальная длина пути LD (F) = / (F) = 1 равна средней длине пути, то есть, каждый узел может быть связан с другим только одним шагом. Тем не менее, количество соединений быстро растет, в виде квадратичной функции числа узлов.
Дистантные сети
В дистантных или (обычных) пространственных сетях, узлы соединены только с другими узлами в пределах определенного диапазона. Хорошим примером является кольцевая сеть, в которой кольцевая планировка это хорошо показывает.
Кольцевые сети
Кольцевая сеть имеет дистантные соединения. Как и в упорядоченной сети, узлы связаны со всеми соседними узлами, которые находятся в пределах расстояния шага D. Единственное отличие состоит в расположении узлов, которые расположены по кругу.
Случайные сетей
В случайной сети, узлы соединены с определенной вероятностью р. Каждое ребро, независимо от любого другого края, входит в граф с вероятностью р.
Значения р = 1, означает, что у нас имеется полностью подключенная сеть, при р = 0 - сеть без соединений. Случайные сети расположены между ними. Соединение краев случайным образом приводит к распределению Пуассона для числа соединений каждого узла, таким образом, есть много узлов с аналогичным количеством соединений. Эти сети были определены Erdos и Reny [14]. Модель Erdos и Reny была первым предложенным алгоритмом для генерации случайных графов и называются ER сетями.
Небольшие сети
Пересоединенные края можно рассматривать как кратчайшие пути, которые резко уменьшают среднюю длину пути, но при этом сохраняют высокую кластеризацию сети, которая может быть сделана из кольцевой схемы
В 1998 Watts и Strogatz нашли новый тип сложной сети. Взяв за основу решетку сетей, в которой основное расстояние и дистантный путь достаточно большой длины, они начали пересоединять некоторые ребра, выводя их из решетки сети и заменяя их случайным образом. Если это сделано достаточно много раз, то это приведет к случайной ER-сети. Тем не менее, если пересоединить только некоторые края, то создадутся некоторые короткие пути, что резко уменьшает длину пути между узлами. Изучение этих видов сетей приводит к часто используемому термину «малой сети». Малая сеть представляет собой систему, в которой некоторые группы сильно кластеризованы, но все же изолированы, и связаны друг с другом. Это обеспечивает как высокую кластеризацию, так и хорошую взаимосвязь системы. Любую систему с малой средней длиной пути и высоким коэффициентом кластеризации можно назвать малой сетью.
Свободно масштабируемые (безмасштабные) сети
Концентраторы окрашены в желтый цвет и имеют большое количество соединений.
В реальных системах можно определить свойства случайных сетей и небольших сетей. Тем не менее, в конце 1990-х годов, Albert Laszlo Barabasi и Reka Albert обнаружили, что многие реальные сети невозможно полностью смоделировать с помощью этих подходов. ER и WS сети имеют распределение Пуассона, что обычно означает, что существует множество узлов с тем же числом соединений, и с несколько большим или меньшим числом соединений.
Barabasi and Albert выявили много систем с сетями, у которых есть только несколько узлов с большим количеством соединений, и многие узлы с низким числом соединений. Так обстоит дело, например, с аэропортной системой: только некоторые большие аэропорты предлагают большое количество направлений, в то время как многие местные аэропорты часто предлагают только малое количество направлений. Другим примером является западная сеть электроэнергии в США, где к нескольким крупным станциям подключено множество линий, и есть большое количество станций подключенных с помощью всего нескольких соединений.
Это отражается средней степенью сети, которая обычно низка, и в которых степень распределения выглядит иначе, чем в ER или WS сетях. При перемещении пика распределения к нулю (как в ER или WS сетях Рис. 1.11), мы приходим к системе, в которой есть много узлов с низкой степенью связи, и только несколько узлов, с большим числом соединений. При анализе этих видов сетей, вместо распределения Пуассона, степень связи узлов близка к экспоненциальной зависимости. Barabasi and Albert называли её свободно масштабируемой (или безмасштабной) сетью.
Распределение следует степенному закону, что приводит лишь к небольшому числу, очень хорошо подключенных концентраторов.
Как можно видеть на Рис. 1.10, существует множество узлов с соединениями, но только несколько с большим количеством подключений.
Модель Barabasi-Albert является сетевым алгоритмом, который воспроизводит способность свободного масштабирования путем добавления узлов к графу, подключив его преимущественно к узлам с высокой степенью (приоритетное присоединение). Вероятность соединения пропорциональна степени узла. Это явление отражает феномен: богатые становятся еще богаче. Barabasi и Albert [16] обнаружили, что Интернет, системы аэропортов или энергосистемы в основном имеют именно эти свойства
Как мы видим, были найдены различные типы сетевых моделей, которые и используются для моделирования топологии сложных систем. Рис. 1.12 показывает обзор и их сравнение.
Табличный способ описания схемы электрической сети
Табличный метод заключается в представлении информации о схеме сети в виде определенных списковых структур, среди которых можно выделить:
таблицы узловых характеристик (Тух);
таблицы узловых соединений (Ту);
В П-образной схеме замещения ветвиp-q (Рис. 3.3.), модель будет состоять из комплексной проводимости ветви Y и комплексной проводимости на землю При расчетах установившихся режимов питающих и распределительных сетей высокого напряжения нагрузка представляется постоянной по величине мощностью Р = const, Q = const или S = P + jQ = const Такая форма представления нагрузки является удовлетворительным приближением для электрических систем, полностью обеспеченных устройствами регулирования напряжения.
В ряде случаев, в частности при определении параметров послеаварийных и предельных по статической устойчивости режимов, когда напряжение сильно отличается от номинального, необходимо учитывать статические характеристики нагрузки по напряжению. При расчетах режимов на ЭВМ статические характеристики нагрузки P„{u), Qn{U) задаются в виде полиномов от напряжения, обычно второй степени.
В расчетах установившихся режимов электрических систем и сетей сопротивление генератора и его э. д. с, как правило, не учитывается, а генератор представляется источником, подключенным к шинам генераторного напряжения. Источники, соответствующие генераторам электрических станций, могут задаваться при расчетах на ЭВМ установившихся режимов следующим образом [10].
1) Постоянная активная и реактивная мощности: Р — const, Q = const или S = Р + jQ = const При задании генераторов таким способом, переменными являются модуль и фаза напряжения узла С/ и 8 (либо действительная и мнимая составляющие напряжения узла СЛ и С/2). При таком способе задания мощность генераторов отличается только знаком от случая задания постоянной активной и реактивной мощностей нагрузки потребителей. Узлы, заданные таким способом, будем называть нагрузочными или генераторными.
2) Постоянные активная мощность и модуль напряжения: Р = const, U = const. В этом случае переменными являются реактивная мощность Q и фаза напряжения узла 8. Узлы со свободной реактивной мощностью при Р = 0 соответствуют синхронным компенсаторам либо при Р jt О - генераторам. Такие узлы называют балансирующими по реактивной мощности. Для них могут быть заданы пределы изменения вырабатываемой реактивной мощности: максимально возможное значение 2тах и минимально возможное Qmm значение реактивной мощности. Если значение вырабатываемой реактивной мощности зафиксировалось на верхнем или нижнем пределе, то модуль напряжения узла не может поддерживаться на требуемом уровне. При этом узел переходит в семейство нагрузочных узлов, в которых заданы активная и реактивная мощности.
3) Постоянные модуль и фаза напряжения: С/ = const, 8 = const либо постоянные действительная и мнимая составляющие напряжения: С/1 = const,
С/2 = const или U = const. В этих узлах переменными являются активная и реактивная мощности Р и Q. Такие узлы будем называть балансирующими. В расчетах установившихся режимов возможно задание нескольких балансирующих узлов. Каждый из них соответствует станции, принимающей на себя небалансы активной мощности и поддерживающей при этом постоянную частоту в систе Установившийся режим электрической системы описывается системой нелинейных уравнений узловых напряжений [75-76], которая может быть представлена в виде
Данная схема отвечает следующим допущениям:
1) если принять направление ветви от начального узла к конечному, то такое направления считается положительным;
2) продольная проводимость и проводимость ветви намагничивания отнесены к напряжению узла р;
3) идеальный трансформатор включен в конце;
4) Ктр идеального трансформатора определяется как
Если предположить, что все ветви представлены П-образной схемой замещения (Рис. 3.3), то в уравнениях узловых напряжений должны быть учтены проводимости шунтов на землю в начале и в конце каждой ветви. Перепишем уравнения (3.17) и (3.18)
Системы уравнений вида (3.19) и (3.20) описывают состояние электрического равновесия сети различных номинальных напряжений.
Полученные выше системы (3.17) и (3.19), описывающие состояние установившегося режима работы СЭЭС, решаются итерационными методами. Итерационная схема любого метода состоит из следующих пунктов:
1) задание начальных приближений неизвестных (узловых напряжений);
2) определение четкой процедуры перехода от существующих приближений к новым приближениям неизвестных;
3) контроль окончания итерационного процесса.
Начальные приближения во многих методах существенно влияют на сходимости итерационного процесса. Простейшим способом выбора начальных приближений является задание произвольных значений неизвестных. Этот способ пригоден только для методов, сходимость которых не зависит от точности начальных приближений. Для большинства других методов при выборе начальных приближений пользуются некоторыми теоретическими или практическими критериями, среди которых можно выделить следующие:
1) задание начальных приближений узловых напряжений по средним номинальным напряжениям;
2) определение начальных приближений с помощью метода утяжеления режима;
3) определение начальных приближений с помощью методов, не чувствительных к начальным приближениям (методов входа в решение).
При задании начальных приближений по средним номинальным напряжениям руководствуются предположением о том, что в рассчитываемом режиме напряжения в сети будут мало отличаться от средних номинальных значений. Это предположение допустимо не для всех режимов.
Метод утяжеления режима целесообразно применять при расчете режимов, близких к предельным режимам по статической устойчивости. При этом выполняется расчет серии режимов, причем каждый последующий режим отличается от предыдущего величиной мощностей нагрузок и источников. Значения неизвестных, найденные при расчете менее нагруженного режима используются в качестве начальных приближений в расчете более нагруженного режима.
С помощью с помощью методов, не чувствительных к начальным приближениям (как правило, это градиентный метод) находятся приближения неизвестных, лежащие в области решения, и обеспечивающие уверенную сходимость других методов, позволяющих получить решение с большей точностью.
Процедура перехода от существующих приближений неизвестных к новым приближениям неизвестных в общем случае для (г + і)-й итерации описывается следующим выражением
Полная Система Энергетических Приложений ПАС «Пегас»
Классификация этих приложений организована в соответствии со степенью сложности и прикладными задачами как отдельные подсистемы: Подготовительная Подсистема, Аналитическая Подсистема, Базовая Подсистема и Комплексные Подсистемы.
Сложность вычислений и анализа обусловлена большими размерами распределительных сетей, сильно выраженной погрешностью данных сети и очень малым количеством оперативных данных, получаемых дистанционно на диспетчерский пункт распределительной сети. Эта сложность подразумевает потребность в создании специальных процедур обработки моделей распределительной сети. Именно поэтому соответствующие процедуры, уже разработанные для обработки моделей высоковольтной передающей сети (распределение нагрузки, расчет аварийных режимов, анализ надежности и т.д.) фактически мало полезны для расчетов распределительной сети.
Дополнительная сложность системы приложений ИАС «Пегас» состоит в том, что пользователь не должен видеть сложности процедур, включенных в эту систему. Следовательно, ввод/вывод данных и выполнение приложений (интерфейс пользователя) должны быть реализованы наиболее удобным для пользователя способом. В Системе Энергетических Приложений реализован простой и удобный интерфейс пользователя для выполнения таких комплексных задач.
Подготовительная Подсистема
Эта подсистема выполняют обработку и подготовку данных для запуска других подсистем. Кроме того," ее приложения часто используются как вспомогательные модули для других подсистем. В этой группе находятся следующие подсистемы:
А1 - Модель Сети,
А2 - Анализатор Топологии,
A3 - Расчет Нагрузки,
А4 - Прогноз Нагрузки.
Ниже даны описания этих функций.
А1 - Модель Сети (Графический редактор ПО «Модус»).
А2 - Анализатор Топологии.
A3 - Расчет Нагрузки вычисляет нагрузку на всех шинах сети, которые не контролируются дистанционно, то есть, не охвачены системой SCADA.
А4 - Прогноз Нагрузки используется для краткосрочного, среднесрочного и длительного прогноза полной нагрузки распределительной сети. Модуль определяет распределение общей спрогнозированной нагрузки по всем узлам, находящимся в распределительной сети.
Аналитическая Подсистема
Эта подсистема используются для оценки рабочих состояний. Она используется как независимо, так и в качестве вспомогательных модулей в Базовой и Комплексной Подсистеме. К рассматриваемой группе относятся:
81 - Распределение Нагрузки,
82 - Расчет Аварийных Режимов,
83 - Анализ Надежности,
84 - Оценка Состояния
85 - Показатели Эффективности.
81 - Распределение Нагрузки выполняет расчет установившегося режима радиальных и слабо закольцованных распределительных сетей. Это приложение состоит из модулей расчета однофазного (симметричного) состояния и трехфазного (асимметричного) состояния сбалансированных, (несбалансированных) сетей. В расчет принимаются действия всех управляемых устройств (генераторы, конденсаторные батареи переменной емкости, трансформаторы с РПН, регуляторы напряжения).
82 - Расчет Аварийных Режимов дополняется расчетами фазного отключения и комплексных повреждений - одновременных повреждений на различных уровнях напряжения.
83 - Анализ Надежности анализирует надежность распределительной сети.
В качестве показателей надежности используются следующие индексы:
Средней Частоты Отключений Потребителя,
Средней Продолжительности Отключения Потребителя,
Среднего Количества Недопоставленной Энергии,
Количество Недопоставленной Энергии.
Пользователь может делать окончательный выбор индекса надежности. Алгоритм основан на статистически проанализированных данных относительно частоты отключения снабжения каждого рассматриваемого элемента распределительной сети, а также на ожидаемых нормах времени, необходимых для обнаружения повреждения и восстановления снабжения обесточенной части сети. В определении этих норм времени в расчет берется только степень автоматизации фидера, то есть количество и расположение дистанционно управляемых КУ, а также указателей повреждения с удаленной индикацией.
84 - Оценка Состояния предусмотрена для работы с асимметричными состояниями (режимами). Для решения проблем неопределенности распределительной сети алгоритм приложения использует методы нечеткой логики.
85 - Показатели Эффективности.
Базовые Подсистемы
Эти подсистемы выполняют главные функциональные расчеты в распределительной сети, и для работы (в качестве вспомогательных модулей) они используют Подготовительные Подсистемы и Подсистему для Анализа. Кроме того, рассматриваемые подсистемы используются в свою очередь как вспомогательные модули в Комплексных Подсистемах. В рассматриваемую группу включены следующие подсистемы:
С1 - Переключение Под Нагрузкой,
С2 - Управление Последовательностью Переключений,
СЗ - Управление Напряжением,
С4 - Релейная Защита,
С5 - Анализ Потерь Энергии,
С6 - Оптимальная конфигурация,
C7 - Планирование Оптимального Обслуживания,
С8 - Управление Нагрузкой,
С9 - Планирование Развития Сети,
СЮ - Усиление Сети,
СП - Компенсация Реактивной Мощности и Размещение Конденсаторных Батарей.
Описания приложений даны ниже.
С1 - Переключение Под Нагрузкой.
С2 - Управление Последовательностью Переключений определяет оптимальный порядок переключений для перевода сети из одной радиальной конфигурации в другую. Подсистема выполняет тестирование технической выполнимости каждого шага. Подсистема разработана как многоцелевая, использующая следующие критерии: минимизация времени отключения и минимизация количества операций переключения. Окончательный выбор критерия осуществляет пользователь.
СЗ - Управление Напряжением осуществляет объединенное, многоцелевое, оптимальное и централизованное в ДП управление напряжением, реактивными мощностями и потерями. Здесь рассматриваются четыре параметра: потери активной мощности, потребление мощности из передающей сети, число регулирующих воздействий для удерживания системы в пределах ограничений мощности и доход. В расчет принимаются следующие устройства управления: автоматические регуляторы напряжения генераторов, трансформаторы с РПН, конденсаторные батареи переменной емкости, а также оборудование, которое коммутируется без нагрузки (трансформаторы и батареи конденсаторов с РБВ).
Оценка показателей качества электроэнергии
Методические указания для РЭС [148 ] определяют, что «уровень рабочего напряжения в сети существенно влияет на технико-экономические характеристики электроприемников» (ЭП), поэтому ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» [ 149] нормирует допустимые отклонения напряжения (ОН) на их выводах. Как и для многих других показателей качества электроэнергии (ПКЭ), для отклонений напряжения установлены два вида нормированных значений: нормально допустимые (± 5 %) и предельно допустимые (±10%). В течение 95% каждых суток (22 ч 48 мин) электроэнергия должна отпускаться с отклонениями не более нормально допустимых, а в течение остальных 5 % (1ч 12 мин) отклонения могут выходить за ± 5 %, но не должны превышать ±10%.
ГОСТ 13109-97 устанавливает нормы ОН только на выводах ЭП, т. е. преимущественно в сетях 380 В. В соответствии с п.5.2 требуемые ОН в точках сетей более высокого напряжения должны рассчитываться исходя из необходимости обеспечения нормированных отклонений напряжения на выводах ЭП. Такой подход с инженерной точки зрения вполне правомерен, так как сеть, находящаяся между ЭП и точкой учета, может иметь разные электрические характеристики, и установление в стандарте норм для сетей 380 В и сетей более высоких напряжений в большинстве случаев приведет к невозможности их одновременного выполнения».
Необходимая величина отклонения напряжения для любого момента времени в любой точке может быть вычислена следующим образом: если между потребителем и точкой учета потери напряжения составляют, например, 4 %, то для того, чтобы у потребителя напряжение не выходило за пределы ± 5 %, в точке учета оно должно быть в диапазоне от +9 до -1 %.
Некоторое усложнение в расчет вносят:
а) наличие точек подключения нагрузки к собственной сети, для которых потери напряжения могут быть разные;
б) включение между точкой установки счетчиков и точкой подключения нагрузки распределительных трансформаторов.
в) изменение в течение суток нагрузки, что влечет изменение потерь напряжения.
Для решения описанной задачи, как и большинства инженерных задач, существуют два метода: на основании прямых измерений искомых величин или на основании расчета их значений по данным о других величинах, значения которых известны.
Первый метод предполагает одновременное измерение ОН на выводах всех ЭП (или в представительных точках) и в точке учета. Сопоставление результатов, в том числе с использованием методов статистической обработки, позволяет определить требования к отклонениям напряжения в точке учета.
По второму методу рассчитывается потеря напряжения на всех элементах электрической сети и определяется величина отклонения напряжения в точке установки измерительных приборов.
Практические рекомендации для повышения эффективности работы системы электроснабжения завода.
На заводе не ведется фиксация динамики отклонения напряжения на шинах ГПП и ТП, хотя в реальном режиме эти величины отражаются в диспетчерских данных по каналам УСД.
Непосредственные измерения позволяют получать более точный результат (отклонения напряжения), но требует специальных, достаточно трудоемких измерений или менее трудоемких измерений, но более дорогих приборов, обеспечивающих статистическую обработку данных. Постоянный анализ динамики отклонений напряжения позволяет довольно точно оценить фактическое положение с режимами напряжения.
Расчетный метод предполагает использование более простых исходных данных — нагрузок в узлах, которые могут быть известны персоналу, обслуживающему сеть. Кроме того, он позволяет сравнительно легко оценивать последствия тех или иных изменений в сети (расчеты при разных вариантах схем и нагрузок), в то время как первый метод дает информацию лишь о состоявшихся режимах.
В результате расчета напряжений в сети в режиме наибольших нагрузок получают отклонения напряжения в ближайших и удаленных точках сетей 0,38 кВ каждого ТП и выбирают рабочие ответвления трансформаторов. Нижнюю границу диапазона допустимого отклонения напряжения определяют исходя из уровней напряжения в удаленных точках сетей 380 В.
Напряжение в ЦП можно снижать до тех пор, пока в одной из этих точек оно не станет равным - (U„ - 5 %).
По результатам анализа можно сделать следующие выводы;
1. Контроль динамики величины отклонений напряжения на шинах ГПП и ТП на заводе не ведется. Однако на данный период времени по результатам измерений видно, что отклонения напряжения в контрольных точках системы электроснабжения НПЗ не превышают норм определяемых ГОСТ 13109-97,однако в некоторых точках величина напряжения достаточно низкая (ТП-118 секция 2- 10,107 кВ).
2. Требуемые отклонения напряжения в точках учета электроэнергии, при условии их включения в договоры электроснабжения, рассчитываются по схеме сети и мощности нагрузок в узлах с использованием приведенных рекомендаций для типовых точек присоединения потребителей.
3. Для больших схем с количеством элементов сети выше сотни или необходимости частого изменения топологии или замены оборудования целесообразно применять специализированное программное обеспечение с использованием готовых схем и баз данных.
4. На заводских ГПП необходимо проводить периодический контроль качества напряжения.
5. Провести анализ качества внутри заводской сети, непосредственно у потребителей, генерирующих высшие гармоники (преобразователи, сварочное оборудование и т.д.), что может влиять на работу близко расположенных двигателей, особенно 0,4 кВ иностранного производства.
6. Для фидеров питающих заводскую нагрузку (ГГШ-2, ГПП-5, ГПП-1) КИС по напряжению не превышает нормально допустимые значения ( менее 4 %).
7. Из-за небольшой нагрузки также малое влияние оказывают сторонние потребители, однако коэффициент мощности этих фидеров может быть крайне низким.
8. В спектре гармоник кривой напряжения искажающих нагрузок преобладают 5, 7, Пи 13 гармоники.
9. В связи с тем, что даже на питающих фидерах завода коэффициент мощности достаточно низкий, необходимо рассмотрение вопроса о компенсации реактивной мощности. Для этого целесообразно выполнение расчетов нормальных рабочих режимов, а также требуемых ремонтных и послеаварийных режимов.
10. Для уменьшения потерь энергии и оптимизации перетоков реактивной мощности целесообразно рассмотреть вопрос о величине необходимой компенсирующей мощости, возможности ее разделения на отдельные БСК и определить наиболее выгодное их месторасположение на ГПП и ТП с учетом оптимальной компенсации и технической возможности их установки в РУ.
11. Проанализировать возможность использования для компенсации имеющихся синхронных двигателей.
