Методы и алгоритмы оптимизации расчетных режимов при оценке надежности сложных электроэнергетических систем

• Автор: Лебедева, Людмила Михайловна
• Шифр специальности: 05.13.16
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 1998
• Место защиты: Иркутск
• Количество страниц: 109 с.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ
1. Практика проведения расчетов дефицитных режимов в ЭЭС
1.1. Анализ существующих методов и программ расчета состояний при решении задач надежности ЭЭС
1.2. Новые условия развития и функционирования российских ЭЭС
1.3. Требования к методам и алгоритмам оптимизации расчетных режимов, выдвигаемые современными программами оценки надёжности сложных ЭЭС
1.4. Возможные пути решения имеющихся проблем
1.5. 3 адачи диссертации
2. Содержательная характеристика проблемы дефицитов мощности
в сложных ЭЭС
2.1. Методы ограничения и отключения потребителей, используемые в практике оперативного управления ЭЭС
2.1.1. Параметры режима ЭЭС
2.1.2. Допустимость и существование режимов ЭЭС
2.1.3. Классификация режимов ЭЭС
2.1.4. Классификация дефицитов мощности, способы их устранения
2.1.5. Учет потерь мощности в сетях
2.1.6. Примеры установления послеаварийных режимов
2.2. Проблема алгоритмизации методов ограничения и отключения потребителей в послеаварийных режимах
2.3. Выводы по главе
3. Комплекс методов и алгоритмов оптимизации расчетных режимов мощности для программ оценки надежности при решении задач управления ЭЭС НА РАЗЛИЧНЫХ ВРЕМЕННЫХ и ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ УРОВНЯХ
3.1. Краткая характеристика задач управления ЭЭС на различных уровнях территориально-временной иерархии
3.2. Требования к методам и алгоритмам оптимизации режимов ЭЭС для различных уровней управления
3.3. Характеристика предлагаемых методов, моделей и алгоритмов для решения различных задач оценки состояний системы
3.3.1. Модель расчета режимов с пропорциональным распределением дефицита и учетом ущербов от недоотпуска электроэнергии потребителям
3.3.2. Модель расчета режимов с учетом потерь мощности в сетях
3.3.3. Модель оптимизации расчетных режимов с учетом экономических характеристик выработки и передачи электроэнергии по связям
3.3.4. Модель оптимизации расчетных режимов с учетом характеристик функционирования оптовых рынков электроэнергии
3.4. Выводы по главе
4. Практика применения предлагаемого комплекса методов и
алгоритмов
4.1. ВК “ЯНТАРЬ”
4.2. Результаты исследования различных состояний системы с использованием предлагаемой модели
4.3. Разработанные модели оптимизации состояний как советчики диспетчера ЭЭС
4.4. Программа оптимизации расчетных режимов как исследовательская модель
4.5. Выводы по главе
Заключение
Литература
Приложения
Приложение 1. Результаты расчетов режимов по различным тестовым
схемам
Приложение 2 Алгоритм метода внутренних точек для решения задачи нелинейного программирования для оптимизации расчетного состояния с учетом потерь мощности при оценке надежности ЭЭС
ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Электроэнергетические системы (ЭЭС) являются одними из самых больших и сложных не только систем энергетики, но и техникоэкономических систем вообще. Современное развитие ЭЭС характеризуется наращиванием генераторных мощностей и совершенствованием их структуры, развитием системообразующих межсистемных и межгосударственных электрических связей за счет строительства линий электропередач сверхвысокого напряжения. Это позволяет удовлетворять не только своих потребителей, но и выходить на оптовые рынки электроэнергии. С усложнением схем ЭЭС усложняются и их режимы, а также управление ими. Специфической особенностью ЭЭС является быстрота протекания физических процессов и одновременность выработки и потребления энергии. В этих условиях важно сохранять параллельную работу ЭЭС в составе Единой ЭЭС (ЕЭЭС), позволяющей маневрировать мощностью, электроэнергией, топливом. Для принятия эффективных решений по развитию и эксплуатации ЭЭС требуется более глубокий технико-экономический анализ различных режимов работы системы, а также оптимизация этих режимов по критериям качества, экономичности, надёжности, допустимости и технической реализуемости.
Одним из важных показателей, характеризующих эффективность функционирования ЭЭС, является надёжность. Работа ЭЭС неизбежно сопровождается разнообразными возмущениями, как внутренними, так и внешними. Внутренние возмущения определяются отказами элементов, ошибками эксплуатационного персонала и другими причинами. Внешние же возмущения определяются условиями спроса на электроэнергию, условиями своевременного обеспечения ЭЭС необходимыми ресурсами и др. Возмущения снижают надежность выполнения системой своих функций. Выбор оптимальных средств обеспечения надежности требует подробного исследования процессов функционирования и развития ЭЭС.
С этой целью усилиями специалистов разных стран созданы методы и способы анализа, синтеза и обеспечения надежности ЭЭС на всех уровнях территориального и временного управления. Эти методы имеют достаточно строгие математические обоснования на базе теории вероятностей и математической статистики и учитывают особенности ЭЭС как специфических техникоэкономических систем. Бурное развитие вычислительной техники привело к созданию моделей исследования надежности как отдельных объектов ЭЭС, так и

где Р/д - пропускная способность 1п -ой ЛЭП в п -ой связи.
В условиях оперативного управления коэффициенты потерь могут вычисляться по фактическим данным работы сети.
2.1.6. Примеры установления послеаварийных режимов.
Рассмотрим пример установления послеаварийного режима в системе с дефицитом мощности на двухузловой схеме.
рпред _ рпред М2 “
Л-2 Л
потр1 ♦
Рис. 2.3. Иллюстрация примера.
| Рпотр
Баланс исходного режима для схемы на рис.2.3 :
узел 1. Pj — Р)Ютр] ~ Р
узел 2: р{ - Рпотр2 + Р
в целом по системе :
Р +P-Pготр 1 + Рпотр 2 + Pnom 1-2 > Л-2 - Р
Рпот 1-2 - ПОТери В ЛИНИИ 1-2,
Л-Д ’ Р~>-(> ~ предельные пропускные способности.
Принимаем, что резервы генерирующей мощности использованы полностью.
Рассмотрим послеаварийный режим, характеризующийся внезапным снижением генерации в узле 1 на величину АР[. На первом этапе установления нового режима возникший небаланс мощности вызовет снижение частоты в обоих узлах. Так как резервов нет, значения Р[ - APf и Р{ будут оставаться практически неизменными. При этом будет уменьшаться фактически потребляемая мощность как в узле 1, так и в узле 2 пропорционально частоте и значениям коэффи-