Разработка и реализация алгоритмов для управления послеаварийными режимами в электрических сетях 6-10 кВ

• Автор: Скорняков, Александр Юрьевич
• Шифр специальности: 05.14.02
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2011
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 165 с. : ил.

ВВЕДЕНИЕ

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА АВТОМАТИЗАЦИИ УПРАВЛЕНИЯ ПОСЛЕАВАРИЙНЫМИ РЕЖИМАМИ

1.1. Распределительные электрические сети как объект управления и автоматизации.

1.2. Структура автоматизированных систем управления РЭС и решаемые ими задачи.

1.3. Современное состояние проблемы автоматизированного управления послеаварийными режимами и постановка задачи исследования.

2. АЛГОРИТМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПОСЛЕАВАРИЙНЫМИ РЕЖИМАМИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 6 кВ

2.1. Деятельность оперативнодиспетчерского персонала и стратегия принятия решений при ликвидации послеаварийных режимов.

2.2. Стратегии и методы поиска решений в пространстве состояний

2.3. Оценка возможности существования допустимого режима при заданных аварийных возмущениях.
2.4. Алгоритм определения состава необходимых оперативных переключений для выхода из послеаварийных режимов.
3. ПРОГРАММНАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ АЛГОРИТМОВ УПРАВЛЕНИЯ ПОСЛЕАВАРИЙНЫМИ РЕЖИМАМИ НА ПЛАТФОРМЕ СУБД
3.1. Формирование структуры и описание параметров расчетного графа сети.
3.2. Топологический анализ расчетного графа сети
3.3. Программная реализация алгоритма оценки возможности
существования допустимого режима при заданных аварийных возмущениях.
3.4. Программная реализация алгоритма определения состава оперативных переключений для выхода из послеаварийных режимов.
4. ФОРМИРОВАНИЕ РАСЧЕТНОИНФОРМАЦИОННОЙ СИСТЕМЫ ДЛЯ АВТОМАТИЗАЦИИ УПРАВЛЕНИЯ РЭС
4.1. Информационное пространство описания параметров электрической сети и параметров е режимов.
4.2. Интеграция информационных, графических и расчетных подсистем в единую расчетноинформационную систему.
4.3. Формирование структуры и определение параметров расчетного графа сети.
4.4. Практическая реализация расчетноинформационной системы на примере системы ЭРИС
5. ПРАКТИЧЕСКОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РАЗРАБОТАННЫХ АЛГОРИТМОВ ПРИ УПРАВЛЕНИИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫМИ РЕЖИМАМИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 6 кВ
5.1. Формирование и отображение результатов работы алгоритмов.
5.2. Исследование работоспособности разработанных алгоритмов на примере сети района крупного города
5.3. Исследование работоспособности разработанных алгоритмов на примере тестовой схемы кабельной сети
ЗАКЛЮЧЕНИЕ СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ПРИЛОЖЕНИЯ
Введение


Диспетчерские службы работают круглосуточно. СДТУ. Средства СДТУ выполняют в основном информационные функции и включают в себя телефонную связь, телеуправление ТУ, телесигнализацию ТС, телеизмерения ТИ. С помощью системы ТС осуществляется передача с распределительных пунктов РП на диспетчерский пункт телесигналов о положении выключателей, наличия напряжения на шинах РП, положение указателей заземления на отходящих линиях. Система ТИ позволяет персоналу диспетчерского пункта измерять нагрузочные токи на отходящих из РП линиях и напряжение на шинах РП, а система ТУ производить с диспетчерского пункта дистанционное включение и отключение выключателей, установленных в РП. Перечисленные системы значительно облегчают работу оперативного персонала и уменьшают время отыскания поврежденного участка при возникновении повреждений в сети. Диспетчерский щит представляет собой информационную модель объекта районной электрической сети и служит в отличие от других операторских щитов не для получения информации об объекте, а для актуализации знаний об оперативном состоянии и структуре объекта управления . Одной из важнейших работ диспетчерской службы является ликвидация нарушений нормальной работы электрических сетей, которые могут быть вызваны повреждением различных элементов сети, перегрузками отдельных ее участков, неправильными действиями персонала. Оперативные переключения ОП в сети района делятся на плановые и аварийные. Плановые предусмотрены планомграфиком работ. Для планового ремонта и испытания оборудования РП, трансформаторных подстанций ТП, линий и других сооружений городской электрической сети необходимо произвести всестороннее отключение участка сети. При нарушении изоляции участка сети необходимо также выполнить переключения по отключению поврежденного оборудования или линии. В некоторых случаях при испытаниях или повреждениях питающих кабельных линий ГЖЛ следует переключить нагрузку с одного РП на другой. Все эти работы вызывают необходимость производства ОП в электрической сети 4. Формой оперативной команды на производство переключений является распоряжения разрешение 5. Переключения должны производиться двумя лицами, имеющими право на производство переключений, из числа дежурного персонала, одно лицо не ниже IV группы по электробезопасности, а второе не ниже III группы по электробезопасности. Ответственность за правильность переключений несут оба лица 3. Современный уровень эксплуатации РЭС с учетом происходивших в экономике РФ в е гг. Объемы ремонтов и технического перевооружения электрических сетей часто оказываются заниженными по сравнению с объективно необходимой потребностью, что приводит к увеличению повреждаемости основного электротехнического оборудования в связи с его физическим износом и моральным старением, несоответствием характеристик многих видов оборудования и конструкций линий электропередачи фактическим условиям эксплуатации. В связи с ограниченным финансированием на протяжении длительного времени не решаются вопросы обеспечения РЭС современными средствами телемеханики, связи, релейной защиты и автоматики. Телемеханизация осуществляется на базе морально устаревшего оборудования типа УТС8, УТК, РСТ, ВРТ, УТБ3, ВРТФ1, 1, МКТ2, ТМ2, ТМ0А и др. Низкая информационная обеспеченность персонала районов электрических сетей при принятии управленческих решений. На большинстве предприятий до сих пор используются бумажные технологии управления. Существующие программные комплексы направлены на решение какойто одной задачи, не имеют общей информационной платформы. Указанные тенденции ухудшения технического состояния, надежности и уровня эксплуатации распределительных электрических сетей, низкий уровень их автоматизации и телемеханизации определяют, наряду с техническим перевооружением и реконструкцией основного оборудования электрических сетей, необходимость разработки и внедрения интегрированных автоматизированных систем управления ИАСУ распределительными электрическими сетями. В составе интегрированной автоматизированной системы управления РЭС рис. Рисунок 1.