CC BY
43
Оригинальная статья / Original article УДК 621.311.1
DOI: http://dx.doi.org/10.21285/1814-3520-2018-8-83-94
АВТОМАТИЧЕСКАЯ СИНХРОНИЗАЦИЯ «ОСТРОВОВ» ПРИ ВОССТАНОВЛЕНИИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ С РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИЕЙ
© А.Ю. Азорин1
Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 664033, Российская Федерация, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.
РЕЗЮМЕ. ЦЕЛЬ. Разработка алгоритма работы системы автоматической синхронизации при восстановлении системы электроснабжения после аварийного отключения от основного пункта питания и разделения системы электроснабжения СЭС на изолированные «острова». МЕТОДЫ. Отдельные этапы работы системы синхронизации используют матрицы достижимости, построение которых выполняется с применением алгоритма Флойда-Уор-шелла. РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ. Работа системы синхронизации по предложенному алгоритму продемонстрирована на тестовой схеме системы электроснабжения. Исполнение алгоритма запускается по факту аварийного отключения коммутационных аппаратов; алгоритм идентифицирует структуру образовавшихся в результате аварии «островов» и формирует однозначный порядок процесса синхронизации; определенные алгоритмом ошибки регулирования поступают на автоматические регуляторы скорости и возбуждения установок распределенной генерации; при достижении синхронизма алгоритм формирует команды на включение коммутационных аппаратов. ВЫВОДЫ. Предложенный алгоритм работы системы синхронизации позволяет восстановить параллельную работу образовавшихся в результате аварии «островов» между собой и с основным пунктом питания. При отключении системы электроснабжения от основного пункта питания требуется перевод автоматических регуляторов скорости установок распределенной генерации на астатическую характеристику для устранения отклонения частоты от номинальной. Для исключения произвольного распределения нагрузки между установками распределенной генерации при переводе автоматических регуляторов скорости установок распределенной генерации на астатическую характеристику необходимо задействовать групповое регулирование активной и реактивной мощности.
Ключевые слова: распределительная электрическая сеть, распределенная генерация, автоматическая синхронизация, векторные измерения, теория графов, алгоритм Флойда-Уоршелла.
Информация о статье. Дата поступления 06 июня 2018 г.; дата принятия к печати 27 июля 2018 г.; дата онлайн-размещения 31 августа 2018 г.
Формат цитирования. Азорин А.Ю. Автоматическая синхронизация «островов» при восстановлении систем электроснабжения с распределенной генерацией // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2018. Т. 22. № 8. С. 83-94. DOI: 10.21285/1814-3520-2018-8-83-94
AUTOMATIC SYNCHRONIZATION OF "ISLANDS" AT RESTORATION OF POWER SUPPLY SYSTEMS WITH DISTRIBUTED GENERATION
Yu. А10ГШ
Melentiev Energy Systems Institute SB RAS,
130, Lermontov St., Irkutsk, 664033, Russian Federation
ABSTRACT. The PURPOSE of the paper is to develop an operation algorithm of the automatic synchronization system under the restoration of the power supply system after emergency cut-off from the main power source (MPS) and breaking of the power supply system into separate "islands". METHODS. Some operation stages of the synchronization system use reachability matrices, for the construction of which the Floyd-Warshall algorithm is used. RESULTS AND THEIR DISCUSSION. The operation of the synchronization system using the proposed algorithm is demonstrated on the test scheme of
1Азорин Антон Юрьевич, аспирант лаборатории управления анормальными режимами электроэнергетических систем, e-mail: azorin-anton@yandex.ru
Anton Yu. Azorin, Postgraduate of the Laboratory for Control of Abnormal Modes of Electric Power Systems, e-mail: azorin-anton@yandex.ru
the power supply system. The execution of the algorithm is triggered in case of emergency shutdown of current breakers (CB); the algorithm identifies the structure of the "islands" formed as a result of the accident and forms a definite order o f the synchronization process; the error signals determined by the algorithm are applied to automatic speed regulators (ASR) and automatic voltage regulators (AVR) of distributed generators (DG); when the synchronism is achieved the algorithm generates the commands to switch on the current breakers. CONCLUSIONS. The proposed algorithm of the synchronization system allows to reconnect the "islands" formed as a result of the accident between each other and with the main power source. When the power supply system is disconnected from the main power source it is necessary to switch the automatic speed regulators of distributed generators to a floating response to eliminate the frequency deviation from the nominal one. In order to exclude an arbitrary load distribution between the distributed generators when the automatic speed regulators are switched to a floating response it is necessary to use a group control of active and reactive power. Keywords: power distribution system, distributed generation, automatic synchronization, phasor measurements, graph theory, Floyd-Warshall algorithm.
Information about the article. Received June 06, 2018; accepted for publication July 27, 2018; available online August 31, 2018.
For citation. Azorin A.Yu. Automatic synchronization of "islands" at restoration of power supply systems with distributed generation. Vestnik Irkutskogo gosudarstvennogo tehnicheskogo universiteta = Proceedings of Irkutsk State Technical University. 2018, vol. 22, no. 8, pp. 83-94. DOI: 10.21285/1814-3520-2018-8-83-94. (In Russian).
Введение
В последние десятилетия в мире расширяется использование распределенной генерации, представляемой малыми генерирующими установками, подключаемыми к распределительной электрической сети [1, 2]. В связи с использованием установок распределенной генерации (УРГ) в системе электроснабжения (СЭС) возникают проблемы, аналогичные электроэнергетическим системам (ЭЭС) на основе больших генерирующих установок и высоковольтной электрической сети. Одна из таких проблем связана с восстановлением СЭС после крупных аварий, особенно при аварийном отключении основного пункта питания (ОПП) от ЭЭС и разделении СЭС на изолированные «острова» [3, 4]. Важной задачей при этом является синхронизация отделившихся «островов», образованных на основе баланса мощностей генерации и потребления в окрестности УРГ. В связи с необходимостью придания СЭС «активности» в соответствии с развиваемой концепцией интеллектуальной ЭЭС (Smart Grid) [5] синхронизация «островов» при восстановлении СЭС должна осуществляться автоматически. При этом невозможно использовать режимы самосинхронизации при нагруженных генераторах «островов» вследствие появления в таких режимах больших по величине токов
и воздействия на генераторы малых электростанций значительных электродинамических усилий, представляющих угрозу механической прочности генераторов и турбин [6, 7].
Анализ технологии и основных этапов восстановления ЭЭС и СЭС показывает идентичность подходов [8]. Применительно к «активным» ЭЭС и СЭС важной операцией является реконфигурация электрической сети для обеспечения электроснабжения максимально возможной доли потребителей в послеаварийном режиме посредством их переключения с «островов» с дефицитом активной мощности на «острова» с ее избытком [9-11]. С целью получения актуальной информации о параметрах режима используются текущие измерения с помощью РМи для обеспечения полной наблюдаемости электрической сети, что требует оптимальной расстановки этих устройств при минимуме их числа [12]. На основе текущих измерений параметров режима решается задача оценивания состояния СЭС, в общем случае с прогнозом значений параметров режима [13]. Реконфигурация электрической сети выполняется многофункциональными коммутационными аппаратами (КА) - реклоузерами. Тем самым СЭС подготавливается к реализации следующей операции - синхронизации «островов».
Автоматическая синхронизация «островов» СЭС может быть осуществлена соответствующей системой управления. Отметим ряд разработок в этом направлении. В [14] рассматривается подход к созданию устройства адаптивной синхронизации с построением программной (желаемой) траектории движения. Свойство адаптивности требует, чтобы необходимые конечные значения параметров синхронизации с заданной точностью достигались при наличии неопределенных внешних возмущений и неполной информации о свойствах и условиях функционирования синхронизируемых объектов. Приведены результаты моделирования алгоритмов устройства адаптивной синхронизации в программном комплексе Mustang и в среде Matlab/Simulink. Анализ результатов численных экспериментов показывает эффективность этих алгоритмов.
В [15] приводится краткий анализ проблемы синхронизации «островов» и метод автоматической синхронизации, основанный на измерениях устройств PMU. Эти измерения поступают на контроллер УРГ одного из синхронизируемых «островов», где выполняется сравнение амплитуд, фазовых углов напряжений в точке синхронизации и их корректировка с целью совпадения с заданной точностью с помощью пропорционально-интегрального регулятора генератора «острова». При таком совпадении реализуется включение линии в точке синхронизации. Работа алгоритма демонстрируется на тестовой схеме, включающей ди-
Подход к автоматической синхронизации
Последовательность операций системы автоматической синхронизации «островов» при восстановлении СЭС приведена на рис. 1.
Работа отдельных алгоритмов требует задания топологии нормальной схемы СЭС и ее параметров, упорядоченных вполне определенным образом в виде соответствующих векторов и матриц, структура которых будет конкретизирована далее по ходу изложения.
Результаты работы системы синхро-
зель-генератор, фотоэлектрическую установку и шины питания от ЭЭС и реализованной в виде лабораторного стенда. В [12] рассматривается близкий подход на основе данных от измерений РМи, их анализа и корректировки с целью совпадения, при этом процесс синхронизации «островов» включает участие диспетчерского персонала. Авторы [16] рассматривают для «мягкой» синхронизации одного «острова» (микросистема) с ЭЭС подход на базе теории робастного управления. Учитывается неопределенность динамики поведения микросистемы при вариации ее параметров.
В [17] обсуждаются проблемы помехоустойчивости аппаратуры пользователей глобальных навигационных спутниковых систем при реализации задач синхронизации. Выполнены эксперименты по подавлению помех, приведен опыт разработки помехоустойчивой аппаратуры в России и за рубежом.
Представленный анализ имеющихся к настоящему времени разработок по рассматриваемой проблеме показывает, что задача реконфигурации СЭС в послеава-рийном режиме имеет достаточно разностороннюю проработку. Однако анализ результатов исследований по синхронизации «островов» СЭС демонстрирует их фрагментарный характер. Необходимо формирование общего подхода к решению проблемы при наличии нескольких «островов» и потере связи с ЭЭС в послеаварийных режимах СЭС при учете основных влияющих факторов и условий.
«островов» при восстановлении СЭС
низации демонстрируются на тестовой схеме СЭС, приведенной на рис. 2 а. Для работы алгоритма необходимо выполнить преобразование электрической схемы во взвешенный граф по следующим правилам: шины СЭС преобразуются в узлы графа; в граф добавляются узлы с каждой стороны контактов КА; в граф добавляются узлы с каждой стороны линии связи. В случае если в одной точке имеется несколько узлов, то они объединяются в один. Ребрам графа присваиваются значения веса с последую-
(Запуск системы синхронизации)
Формирование
текущих значении переменных и текущей топологии схемы
Идентификация структуры «островов»
Формирование матриц достижимости узлов Определение пар несинхронных узлов Определение принадлежности узлов «островам» Определение пар несинхронных «островов» Задействование резервных КА Определение принадлежности УРГ «островам»
Формирование однозначного порядка синхронизации «островов»
Определение групп «островов» Определение ведущих и ведомых узлов Исключение лишних пар несинхронных узлов
Определение ошибки регулирования по частоте, модулю и фазе напряжения
Синхронизация «островов»
Перевод АРС агрегатов синхронизированного «острова» в статический режим
Вывод из работы группового регулятора активной и реактивной мощности синхронизированного «острова»
Сравнение текущей и заданной топологии схемы
Рис. 1. Блок-схема алгоритма системы синхронизации Fig. 1. Block diagram of the synchronization system algorithm
щей записью этих значений в матрицы смежности. На рис. 2 Ь показан граф электрической схемы СЭС в послеаварийном состоянии. Для наглядности на графе изображены такие элементы СЭС как генераторы, линии и КА.
После запуска системы синхронизации первый этап ее работы включает циклическое формирование текущих значений переменных, которые участвуют в процессе синхронизации (частота, амплитуды и фазы
напряжений в узлах, значения нагрузок, генерируемых активной и реактивной мощностей), а также текущих параметров топологии схемы (положение КА, запреты на операции с КА, значения команд управления и т.д.). При этом применяются текущие телеизмерения переменных состояния и телесигналы положения КА.
Далее с использованием текущих параметров топологии схемы происходит сравнение текущих положений КА с задан-
a b
Рис. 2. Однолинейная электрическая схема СЭС (а), граф электрической схемы СЭС
в послеаварийном состоянии (b) Fig. 2. Single line diagram of the DS (a), graph of the DS electrical circuit in the post-fault state (b)
ными. В случае аварийного отключения КА его текущее и заданное положения не совпадают, поэтому запускаются дальнейшие операции системы синхронизации. Таким образом, выявляется аварийное отключение КА 4, 6, 7. При совпадении текущего и заданного положения КА алгоритм переходит на следующий этап мониторинга текущих параметров топологии схемы.
На следующем этапе алгоритма идентифицируется структура образовавшихся в результате аварии «островов», которая определяется шестью факторами:
• связность узлов внутри каждого «острова»;
• наличие пар несинхронных узлов, представляющих собой клеммы разомкнутых в процессе формирования «островов» КА выключателей; несинхронные узлы соответствуют границам «островов»;
• принадлежность узлов «островам»;
• наличие пар несинхронных «островов»;
• наличие отказавших КА при формировании «островов», которые выявляются
схемой автоматического управления КА, а также в результате действия устройств резервирования отказов выключателей (УРОВ);
• принадлежность УРГ к конкретным «островам».
Связность схемы внутри «острова» определяется так называемой матрицей достижимости узлов, которая отражает связь каждого узла с другим узлом непосредственно или через иные узлы. Формирование матрицы достижимости производится с использованием бинарной матрицы смежности путем применения вариации алгоритма Флойда-Уоршелла [18].
Система синхронизации применяет различные вариации матриц достижимости. Матрица фактической достижимости формируется только с учетом фактических положений КА и показывает только фактические связи между узлами. Матрица потенциальной достижимости формируется с учетом отказов КА и демонстрирует не только фактические связи, но и потенциальные. Эти матрицы используются в дальнейшем
при работе системы синхронизации. Формирование матриц достижимости производится по факту выявления аварийного отключения КА.
За счет матрицы, задающей соответствие между порядковым номером КА и смежными узлами, выявляются соответствующие пары несинхронных узлов 5 - 8, 5 - 10, 7 - 11, которые запоминаются в соответствующую матрицу. Пары несинхронных узлов, помимо принадлежности каждого из них к границам «островов», в последующем будут узлами синхронизации «островов».
Для дальнейшей работы алгоритма необходимо определить структуру «островов», которая характеризуется узлами, входящими в их состав, и связями между ними. Для этого сначала из матрицы фактической достижимости исключаются все строки кроме тех, номера которых соответствуют номерам несинхронных узлов (5, 7, 8, 10, 11). Так как несколько несинхронных узлов могут относиться к одному «острову», то на втором шаге производится поиск и исключение повторных строк матрицы, полученной на предыдущем шаге. В рассматриваемом примере несинхронные узлы принадлежат разным «островам», поэтому совпадений между строками нет. В результате этих операций будет получена матрица, которая отражает принадлежность узлов «островам».
Для работы алгоритма также требуется сформировать матрицу пар несинхронных «островов», которая показывает, какие из «островов» синхронизируются между собой. Формирование данной матрицы выполняется на основе матрицы, отражающей принадлежность узлов «островам». Таким образом, алгоритм определяет, что несинхронные узлы 5, 7, 8, 10, 11 принадлежат «островам» 1, 2, 3, 4, 5, соответственно, и находит пары несинхронных «островов» 1 -3, 1 - 4, 2 - 5, которые записываются в соответствующую матрицу.
Отказавшие КА (6, 7), выявленные на текущем шаге работы системы, не могут далее участвовать в коммутационных операциях, а соответствующие пары несинхронных узлов (5 - 10, 7 - 11) исключаются из операций синхронизации. Кроме того, из со-
ответствующей матрицы исключаются несинхронные пары «островов» (1 - 4, 2 - 5). Выявление отказавших КА выполняется с помощью телесигналов, поступающих от схем автоматического управления КА и УРОВ.
Вместо каждого отказавшего КА используются резервные КА. Эта процедура выполняется с помощью матрицы фактической достижимости путем поиска связей несинхронных узлов, непосредственно связанных с отказавшим КА (5, 7, 10, 11), с узлами, непосредственно связанными с резервными КА. Наличие фактической связи узлов 5 - 5, 7 - 6, 8 - 9, 10 - 14, 10 - 23, 11 - 15, 11 - 16, 11 - 21, 11 - 24 позволит использовать резервные КА 3, 5, 9, 13, 15.
При отсутствии отказа резервного КА он задействуется при соблюдении ряда дополнительных условий: резервный КА не должен соединять разные ОПП; резервный КА не должен соединять «острова», которые уже синхронизируются; резервный КА не должен соединять узлы, принадлежащие одному «острову».
Для проверки выполнения первого условия используется матрица фактической достижимости, при этом узлы из несинхронной пары не должны быть связаны с разными ОПП. В результате проверки по этому условию алгоритм определит наличие фактической связи ОПП (узлы 1, 2) со смежными узлами 5, 6 и исключит КА 3 из рассмотрения.
Проверка выполнения второго условия реализуется с применением матрицы пар несинхронных «островов». Алгоритм производит оценку совпадения имеющихся пар несинхронных «островов» с парами, которые будут добавлены при задействовании резервного КА. За счет того, что узлы 5, 9 относятся к тем же «островам» 1, 3, что и узлы 5, 8, алгоритм выявит, что резервный КА 5 соединит «острова», которые уже синхронизируются через КА 4, и исключит КА 5 из рассмотрения.
При проверке выполнения третьего условия производится оценка того факта, что в каждую пару несинхронных «островов» входят разные «острова», а не один и
тот же «остров». Для этого используется матрица, которая отражает принадлежность узлов «островам». Таким образом, алгоритм выявит, что смежные узлы 16, 21 рассматриваемого КА 13 принадлежат одному «острову» 5, и исключит КА 13 из рассмотрения.
В итоге будут задействованы резервные КА 9, 15, а в операцию синхронизации будут включены несинхронные пары узлов 14 - 15, 23 - 24. Также в соответствующую матрицу тестового примера будут внесены несинхронные пары «островов» 4 - 5, 4 - 5 (на последующей стадии алгоритм выявит двойную связь и исключит один из КА).
Принадлежность УРГ к конкретным «островам» определяется путем применения матрицы, отражающей принадлежность узлов «островам». Алгоритм выявит, что узлы 18, 22, 26, 27, 28 непосредственно связанные с УРГ, принадлежат «островам» 3, 2, 4, 4, 5, соответственно. Информация о принадлежности требуется для функционирования изложенного ниже алгоритма группового регулирования активной и реактивной мощности (ГРАРМ).
При формировании алгоритма автоматической синхронизации «островов» следует учесть один специфический фактор, вносящий определенные особенности в процесс синхронизации. Этот фактор связан со статизмом автоматических регуляторов скорости малых генераторных установок (АРС УРГ) [4]. В ЭЭС для однозначности распределения нагрузки между агрегатами АРС части из них настраиваются на статическую характеристику. С целью же поддержания частоты в ЭЭС в необходимых пределах АРС некоторых агрегатов настраиваются на астатическую характеристику. Если хотя бы один АРС настроен астатически, то характеристика всей ЭЭС будет астатической [19].
Так как мощности УРГ в СЭС, работающих совместно с ЭЭС, крайне недостаточны для участия в регулировании частоты в системе, то исключено, что АРС этих агрегатов будут настроены на астатическую характеристику. В случае потери связи с ЭЭС и нарушения устойчивости параллельной работы УРГ с разделением СЭС на изоли-
рованные «острова» отклонения частоты внутри последних в силу настройки АРС на статическую характеристику могут превышать допустимые пределы.
В этом случае с целью восстановления нормального режима «островов» СЭС необходимо перед их синхронизацией перевести АРС каждого агрегата, не связанного с ОПП, со статической характеристики на астатическую. Это позволит установить частоту внутри каждого «острова» на номинальном значении. В дальнейшем это также облегчит синхронизацию «островов» между собой и с ОПП. После полного восстановления СЭС и ее связи с ОПП АРС УРГ будут переведены на статическую характеристику [4].
Необходимость выполнить перевод АРС агрегатов на астатическую характеристику выявляется при помощи матрицы фактической достижимости. В случае отсутствия связи узла, непосредственно связанного с УРГ, со всеми ОПП будет выполнен перевод АРС этой УРГ на астатическую характеристику. Для тестовой схемы алгоритм определит, что узлы 18, 26, 27, 28 не связаны ни с одним ОПП (узлы 1, 2) и выполнит перевод АРС УРГ Г1, Г3, Г4, Г5 на астатическую характеристику.
После перевода АРС УРГ на астатическую характеристику в случае нескольких агрегатов, параллельно работающих в «острове», будет иметь место произвольное распределение нагрузки между этими агрегатами. Для устранения такого нежелательного эффекта необходимо регулировать распределение нагрузки между агрегатами по определенному закону, например, пропорционально установленным мощностям агрегатов в «острове». С целью реализации требуемого регулирования применяется изложенный ниже алгоритм группового регулирования активной и реактивной мощности (ГРАРМ).
На первом шаге выявляется принадлежность каждого генератора / «острову» /. Затем вычисляются суммарные генерируемые - активная, реактивная и полная мощности, а также установленные полные мощности для каждого «острова». На следующем шаге для каждого генератора /, входя-
щего в состав «острова» /, вычисляется разница между требуемой (соответствующей пропорциональному распределению между агрегатами) и текущей генерацией активной и реактивной мощностей. Эти значения поступают на АРС и автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) соответствующей УРГ в качестве ошибки регулирования. Для нахождения значений требуемой мощности агрегата определяется доля полной мощности генератора } в полной генерируемой мощности «острова» /, которую должен взять на себя генератор /
После установления номинальной частоты за счет перевода АРС в астатический режим и перераспределения нагрузки между агрегатами устройством ГРАРМ наступает установившийся послеаварийный режим «островов» СЭС. В работу вступает алгоритм реконфигурации с целью устранения перегрузки линий, улучшения режима напряжений, обеспечения надежности и снижения потерь энергии путем преобразования схемы СЭС [20]. В ходе этого процесса изменяется топология «островов», их границы, но при этом не восстанавливается связь между ними и с ОПП по причине отсутствия синхронизма. Алгоритмы реконфигурации СЭС представлены в работах [21, 22 и др.]. Рассмотрение процесса реконфигурации в данной работе не производится, принимается, что СЭС находится в состоянии, когда реконфигурация выполнена.
Следующий этап формирует однозначный порядок процесса синхронизации «островов» и включает следующие операции:
• определение групп «островов»;
• определение ведущих и ведомых узлов в «острове»;
• исключение лишних пар несинхронных узлов.
Базовый принцип синхронизации -присоединение «островов» к части СЭС, связанной электрически с ОПП (своего рода наращивание этой части СЭС за счет последовательного присоединения «островов»). Процесс синхронизации включает уравнивание частот, амплитуд и фаз напряжений между двумя несинхронными узлами. Система синхронизации может управлять
этими параметрами, воздействуя на АРС и АРВ УРГ, не имея при этом возможности повлиять на параметры внешней ЭЭС, так как зона ее действия ограничена рамками конкретной СЭС. Таким образом, система должна принять параметры ЭЭС в качестве опорных, несинхронные узлы, связанные с ОПП - в качестве ведущих, а парные несинхронные узлы - в качестве ведомых, параметры которых будут меняться для достижения синхронизации.
При разделении СЭС на «острова» могут возникать различные варианты, при которых «острова» могут быть как потенциально связаны между собой (через отключенный КА), так и полностью изолированы, т. е. не иметь возможности синхронизации по причине отказов КА. Кроме того, изолированными могут оказаться скопления «островов», которые, в свою очередь, могут быть потенциально связаны между собой. Чтобы сформировать однозначный порядок синхронизации «островов» при различных вариантах, производится определение групп «островов». С этой целью выполняется оценка потенциальных связей между «островами». На тестовой схеме алгоритм выявит наличие двух изолированных между собой групп «островов». В первую группу войдут «острова» 1, 2 и 3, во вторую группу - «острова» 4 и 5.
После выявления групп «островов» алгоритм оценивает потенциальную связь каждой группы с ОПП. Будет установлено, что первая группа имеет потенциальные связи с ОПП (несинхронные узлы 5 и 8 имеют потенциальные связи с узлами 1 и 2). Также будет установлено, что вторая группа не имеет потенциальных связей с ОПп (несинхронные узлы 14, 15, 23 и 24 не имеют потенциальных связей с узлами 1 и 2).
В зависимости от возможности восстановления связей группы «островов» с ОПП выбирается стратегия синхронизации. При наличии потенциальных связей группы «островов» с ОПП алгоритм приступает к определению ведущих и ведомых узлов.
Определение ведущих и ведомых узлов среди каждой пары несинхронных узлов выполняется на основе сравнения количе-
ства коммутаций от каждого узла из пары несинхронных узлов до ближайшего узла, непосредственно связанного с ОПП. Количество коммутаций определяется числом отключенных КА на пути между анализируемыми узлами. При наличии нескольких путей принимается к рассмотрению путь с минимальным числом коммутаций. Количество коммутаций между каждой парой узлов определяется с помощью матрицы достижимости, формирование которой выполняется на основе соответствующей матрицы смежности путем применения вариации алгоритма Флойда-Уоршелла. При этом матрица смежности формируется с учетом текущих положений КА.
Статус ведомого узла присваивается узлу с большим количеством коммутаций по сравнению с ведущим узлом, так как он удален от ОПП, как минимум, на одну коммутацию больше, чем ведущий узел. Если количество коммутаций от нескольких несинхронных узлов до ближайшего узла, непосредственно связанного с ОПП, одинаково, в качестве ведущего узла используется несинхронный узел с наименьшим «электрическим» расстоянием. «Электрическое» расстояние между каждой парой узлов определяется матрицей достижимости, формирование которой производится на основе соответствующей матрицы смежности путем применения вариации алгоритма Флойда-Уоршелла.
В результате работы алгоритма на данном шаге среди пары несинхронных узлов 5 - 8, принадлежащих, соответственно, «островам» 1, 3, входящим в первую группу, узлу 5 будет присвоен статус ведущего узла, а узлу 8 - ведомого, поскольку минимальное количество коммутаций от узла 5 до ближайшего ОПП (узла 1) составляет ноль, а от узла 8 - одну коммутацию.
Этот же критерий определения ведущего узла применяется и в случае нескольких ОПП СЭС от ЭЭС. Выбор ведущего несинхронного узла, по которому будет производиться синхронизация рассматриваемого «острова» с ОПП, обеспечивает однозначность операции синхронизации.
Отсутствие потенциальной связи
группы «островов» с ОПП делает невозможным выявление ведущих и ведомых узлов по описанному алгоритму. В таком случае запускается процедура определения ведущего «острова» группы, в качестве которого рассматривается «остров» с наибольшим значением суммы полной генерируемой мощности «острова» в данном режиме и полной установленной мощности его генерирующих источников, умноженной на количество генераторов. Примем, что «остров» 4, в состав которого входят УРГ Г3, Г4, имеет большее значение полной генерируемой мощности и полной установленной мощности чем «остров» 5, в состав которого входит УРГ Г5. В этом случае алгоритм установит, что ведущим «островом» второй группы является «остров» 4.
Узлы, непосредственно связанные с УРГ ведущего «острова» (узлы 26, 27), в таком случае наделяются статусом «узлов, непосредственно связанных с ОПП». Далее работает описанный выше алгоритм определения ведущего и ведомых узлов. Таким образом, будет найдено минимальное количество коммутаций от несинхронных узлов 14, 15, 23 и 24, относящихся к «островам» второй группы, до ОПП (узлов 26, 27). В результате из несинхронных пар узлов 14 - 15 и 23 - 24, узлам 14 и 23 будет присвоен статус ведущих узлов, а узлам 15 и 24 - ведомых. Изложенный подход используется также и в случае изолированной СЭС, в которой ОПП отсутствует.
При определении ведущих и ведомых узлов может встретиться ситуация, когда двум или более несинхронным узлам, относящимся к одному «острову», может быть присвоен статус ведомых. Так как «остров» не может быть синхронизирован одновременно с несколькими другими «островами», то необходимо исключить все пары несинхронных узлов данного «острова» из процесса синхронизации кроме одной. С этой целью алгоритм использует сформированную ранее матрицу пар несинхронных «островов». С ее помощью выполняется подсчет количества ведомых узлов в каждом «острове». При выявлении более одного ведомого узла в «острове» алгоритм
определяет номера несинхронных узлов, которые относятся к этому «острову». В результате работы алгоритма будет выявлено наличие двух ведомых узлов 15 и 24, принадлежащих одному «острову» 5.
Данное событие инициирует процедуру определения количества коммутаций от ведущих узлов соответствующих несинхронных пар - узлов 14 и 23 - до ближайшего ОПП (узлов 26, 27), в результате которой исключается пара несинхронных узлов с большим количеством коммутаций. Однако в нашем примере количество коммутаций составит ноль в обоих случаях. В случае равенства количества коммутаций выполняется определение и сравнение «электрических» расстояний от ведущих узлов до основных источников питания. Очевидно, что «электрическое» расстояние между узлами 23 и 26, 27 меньше, чем между узлами 14 и 26, 27 и поэтому пара несинхронных узлов 23 - 24 будет принята, а пара 14 - 15 - исключена из процесса синхронизации.
На следующей стадии работы системы синхронизации выявляются ошибки регулирования по частотам, модулям и фазам напряжений синхронизируемого «острова» и части СЭС, связанной с ОПП. Для этого используются значения рассматриваемых переменных в найденных ведущих и ведомых узлах, по которым производится синхронизация. Разности соответствующих
переменных и являются ошибками регулирования, которые поступают на входы АРС и АРВ агрегатов синхронизируемого «острова» с целью уравнивания синхронизируемых переменных пар несинхронных узлов. АРС и АРВ отрабатывают ошибки регулирования по заданным законам с использованием пропорционально-интегрально-дифференцирующего принципа регулирования. После отработки ошибок регулирования формируется сигнал на включение КА и синхронизация «острова» к части СЭС, подключенной к ОПП, заканчивается.
После завершения синхронизации «острова» производятся обратный перевод АРС его агрегатов в статический режим и вывод из работы группового регулятора активной и реактивной мощности (ГРАРМ) синхронизированного «острова».
Для выявления факта окончания синхронизации всех «островов» выполняется сравнение текущей и заданной топологий схемы СЭС. Если синхронизация всех «островов» завершена, то текущая и заданная топологии совпадают, то происходит переход к циклическому мониторингу переменных состояния и топологии схемы. Факт несовпадения топологий свидетельствует о незавершенности операции синхронизации «островов» и алгоритм синхронизации переходит к идентификации сложившейся на данном этапе структуры «островов».
Заключение
В данной статье на примере тестовой схемы рассмотрен алгоритм работы системы синхронизации, целью которого является восстановление параллельной работы «островов», образовавшихся в результате отключения СЭС от ОПП. При этом алгоритм реализует метод точной автоматической синхронизации.
Работа алгоритма базируется на использовании матриц достижимости, формирование которых осуществляется с помощью алгоритма Флойда-Уоршелла. С целью
получения актуальной информации о параметрах режима используются текущие измерения устройств PMU. При отключении СЭС от ОПП алгоритм предусматривает перевод АРС УРГ на астатическую характеристику с целью устранения отклонения частоты от номинальной. Исключение произвольного распределения нагрузки между параллельно работающими УРГ (вследствие перевода АРС УРГ на астатическую характеристику) осуществляется за счет внедрения ГРАРМ.
Библиографический список
1. Jenkins N., Allan R., Crossley P. Embedded generation. London: IET Press, 2009. 297 p.
2. Воропай Н.И. Распределенная генерация в электроэнергетических системах. Международная научно-практическая конференция «Малая энерге-тика-2005» [Электронный ресурс]. URL: http://www.combienergy.ru/stat/983-Raspredelennaya-generaciya-v-elektroenergeticheskih-sistemah (25.05.2018).
3. Буй Динь Тхань, Воропай Н.И. Восстановление системы электроснабжения с распределенной генерацией после крупной аварии // Промышленная энергетика. 2011. № 8. С. 6-14.
4. Азорин А.Ю., Воропай Н.И. Проблемы синхронизации при восстановлении систем электроснабжения, включающих распределенную генерацию // Электроэнергетика глазами молодежи: труды V Междунар. науч.-техн. конф. (г. Томск, 10-14 ноября 2014 г.). Томск, 2014. C. 382-385.
5. Chowdhury S., Chowdhury S.P., Crossley P. Mi-crogrids and active distribution networks. London: IET Press. 2009. 320 p.
6. Хачатуров A.A. Несинхронные включения и синхронизация в энергосистемах. М.: Энергия, 1977. 176 с.
7. Нудельман Г.С. Релейная защита и автоматика в условиях развития малой распределенной энергетики // Электроэнергия. Передача и распределение. 2014. № 4. С. 6-10.
8. Voropai N.I., Krol A.M., Bui Dinh Thanh. Power system restoration plans for transmission and distribution networks // 8th IFAC Symposium on Power Plant and Power System Control, Toulouse, France, September 2-5, 2012. 5 p.
9. Воропай Н.И., Стычински З.А., Шушпанов И.Н. Модель режимной надежности «активных» распределительных электрических сетей // Известия РАН. Энергетика. 2013. № 6. С. 70-79.
10. Kleppinger D., Broadwater R., Scirbona C. Generic reconfiguration for restoration // Electric Power Systems Research. 2010. Vol. 80. No. 3. P. 287-295.
11. Grega M., Jedinak M., Smidovic R. Synchronization options in the transmission system in case of the reconfiguration // IFAC Workshop on Control of Transmission and Distribution Smart Grids. (Prague, 11-13 October 2016). Prague, 2016. P. 386-389.
12. Sarmadi A.N., Dobakhshari A.S., Azizi S., Ranjbar A.M. A sectionalizing method in power system restoration based on WAMS // IEEE Transactions on Smart
Grid. 2011. Vol. 2. No. 1. P. 190-197.
13. Xin Wang, Edwin E.Y. Smart power grid synchronization with fault tolerant nonlinear estimation // IEEE Transactions on Power Systems. 2016. Vol. 31. No. 6. P. 4806-4816.
14. Беляев Н.А., Прохоров А.В., Свечкарев С.В., Хрущев Ю.В. Анализ эффективности алгоритмов работы устройства адаптивной синхронизации генератора с сетью и частей энергосистем // Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем: сб. докл. V Междунар. конф. Сочи, 2015.
15. Shi Di, Luo Yusheng, Sharma R.K. Active synchronization control for microgrid reconnection after islanding // IEEE PES Innovative Smart Grid Technologies Europe Conf. (Istanbul, 12-15 October 2014). Istanbul, 2014. P. 402-407.
16. Taher S.A., Zolfaghari M., Cho Ch. A new approach for soft synchronization of microgrid using robust control theory // IEEE Transactions on Power Delivery. 2017. Vol. 32. No. 3. P. 1370-1381.
17. Нудельман Г.С., Оганесян А.А., Харисов В.Н. Уязвимость систем синхронизации, основанных на использовании глобальных навигационных спутниковых систем // Электроэнергия. Передача и распределение. 2013. № 3. С. 60-65.
18. Hofner P., Moller B. Dijkstra, Floyd and Warshall meet // Formal Aspect of Computing. 2012. Vol. 24. No. 4. P. 459-476.
19. Павлов Г.М., Меркурьев Г.В. Автоматика энергосистем. СПб.: Центр подготовки кадров энергетики. 2001. 388 с.
20. Андреев А.Н., Булатов Б.Г., Марков М.И., Тара-сенко В.В. Концепция системы интеллектуального управления распределительными электрическими сетями // Электроэнергетика глазами молодежи: труды VI международной научно-технической конференции (г. Иваново, 9-13 ноября 2015 г.). Иваново, 2015. С. 342-345.
21. Yuan-Kang Wu, Ching-Yin Lee, Le-Chang Liu, Shao-Hong Tsai. Study of Reconfiguration for the Distribution System with Distributed Generators // IEEE Transactions on Power Delivery. 2010. Vol. 25. Issue 3. P. 1678-1685.
22. Фишов А.Г., Мукатов Б.Б. Реконфигурация электрических сетей с распределенной генерацией и мультиагентным управлением // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2015. Т. 326. № 9. С. 143-152.
References
1. Jenkins N., Allan R., Crossley P. Embedded generation. London: IET Press, 2009, 297 p.
2. Voropaj N.I. Raspredelennaya generaciya v elektro-energeticheskih sistemah. Mezhdunarodnaya nauchno-prakticheskaya konferenciya «Malaya energetika-2005» [Distributed generation in electric power systems. International Scientific and Practical Conference "Small-
Scale Generation-2005"]. Available at: http://www.com-bienergy.ru/stat/983-Raspredelennaya-generaciya-v-el-ektroenergeticheskih-sistemah (accessed 25 May 2018). 3. Buj Din' Than', Voropaj N.I. Restoration of power supply system with distributed generation after a major accident. Promyshlennaya energetika [Industrial Power Engineering], 2011, no. 8, pp. 6-14. (In Russian).
4. Azorin A.Yu., Voropaj N.I. Problemy sinhronizacii pri vosstanovlenii sistem elektrosnabzheniya, vklyuchayushchih raspredelennuyu generaciyu [Synchronization problems under power supply systems restoration including distributed generation]. Trudy V Mezhdunarodnoj nauchno-tekhnicheskoi konferencii "El-ektroenergetika glazami molodezhi" [Proceedings of V International Scientific and Technical Conference "Electrical Power Industry", Tomsk, 10-14 November 2014]. Tomsk, 2014. C. 382-385. (In Russian).
5. Chowdhury S., Chowdhury S.P., Crossley P. Mi-crogrids and active distribution net-works. London: IET Press. 2009, 320 p.
6. Hachaturov A.A. Nesinhronnye vklyucheniya i sinhro-nizaciya v energosistemah [Out of phase switching and synchronization in power systems]. Moscow: Energiya Publ., 1977, 176 р. (In Russian).
7. Nudel'man G.S. Relay protection and automation in small-scale distributed power generation development. Elektroenergiya. Peredacha i raspredelenie [Electric Power. Transmission and Distribution], 2014, no. 4, рр. 6-10. (In Russian).
8. Voropai N.I., Krol A.M., Bui Dinh Thanh. Power system restoration plans for trans-mission and distribution networks. 8th IFAC Symposium on Power Plant and Power Sys-tem Control, Toulouse, France, September 2-5, 2012.
9. Voropaj N.I., Stychinski Z.A., Shushpanov I.N. Model of mode reliability of "active" distribution electrical networks. Izvestiya RAN. Energetika [Proceedings of the Russian Academy of Sciences. Power engineering], 2013, no. 6, рр. 70-79. (In Russian).
10. Kleppinger D., Broadwater R., Scirbona C. Generic reconfiguration for restoration. Electric Power Systems Research, 2010, vol. 80, no. 3, рp. 287-295.
11. Grega M., Jedinak M., Smidovic R. Synchronization options in the transmission system in case of the reconfiguration. IFAC Workshop on Control of Transmission and Distribution Smart Grids. (Prague, 11-13 October 2016). Prague, 2016, p. 386-389.
12. Sarmadi A.N., Dobakhshari A.S., Azizi S., Ranjbar A.M. A sectionalizing method in power system restoration based on WAMS. IEEE Transactions on Smart Grid, 2011, vol. 2, no. 1, ^p. 190-197.
13. Xin Wang Edwin smart power grid synchronization with fault tolerant nonlinear estimation. IEEE Transactions on Power Systems, 2016, vol. 31, no. 6, p. 48064816.
14. Belyaev N.A., Prohorov A.V., Svechkarev S.V., Hrushchev Yu.V. Analiz effektiv-nosti algoritmov raboty ustrojstva adaptivnoj sinhronizacii generatora s set'yu i
Критерии авторства
Азорин А.Ю. подготовил рукопись и несет ответственность за плагиат.
Конфликт интересов
Автор заявляет об отсутствии конфликта интересов.
chastej energosistem [Efficiency analysis of the operation algorithms of the device for adaptive synchronization of the generator with the network and power grid parts]. Sbornik dokladov V Mezhdunarodnoj konferencii "Sov-remennye napravleniya razvitiya sistem relejnoj zash-chity i avtomatiki energosistem" [Collection of reports of V International Conference "Current Development Trends of Power Grid Relay Protection and Automation Systems"]. Sochi, 2015. (In Russian).
15. Shi Di, Luo Yusheng, Sharma R.K. Active synchronization control for microgrid re-connection after islanding. IEEE PES Innovative Smart Grid Technologies Europe Conf. (Istanbul, 12-15 October 2014). Istanbul, 2014, pp. 402-407.
16. Taher S.A., Zolfaghari M., Cho Ch. A new approach for soft synchronization of microgrid using robust control theory. IEEE Transactions on Power Delivery, 2017, vol. 32, no. 3, pp. 1370-1381.
17. Nudel'man G.S., Oganesyan A.A., Harisov V.N. Vulnerability of synchronization systems based on the use of global navigation satellite systems. Elektroenergiya. Peredacha iraspredelenie [Electric Power. Transmission and Distribution], 2013, no. 3, pp. 60-65. (In Russian).
18. Hofner P., Moller B. Dijkstra, Floyd and Warshall meet. Formal Aspect of Computing, 2012, vol. 24, no. 4, pp. 459-476.
19. Pavlov G.M., Merkur'ev G.V. Avtomatika ener-gosistem [Automation of power systems]. Saint-Petersburg: Center for Training Energy Personnel, 2001, 388 p. (In Russian).
20. Andreev A.N., Bulatov B.G., Markov M.I., Tarasenko V.V. Koncepciya sistemy intellektual'nogo upravleniya raspredelitel'nymi elektricheskimi setyami [The concept of a system for intelligent control of distribution electric networks]. Trudy VI mezhdunarodnoj nauchno-tekhnich-eskoj konferencii "Elektroenergetika glazami molodezhi" [Proceedings of VI International Scientific and Technical conference "Electric Power Industry through the Eyes of Youth", Ivanovo, 9-13 November 2015]. Ivanovo, 2015, pp. 342-345. (In Russian).
21. Yuan-Kang Wu, Ching-Yin Lee, Le-Chang Liu, Shao-Hong Tsai. Study of Reconfiguration for the Distribution System with Distributed Generators. IEEE Transactions on Power Delivery, 2010, vol. 25, issue 3, pp. 16781685.
22. Fishov A.G., Mukatov B.B. Reconfiguration of electric networks with distributed generation and multi-agent control. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo univer-siteta. Inzhiniring georesursov [Proceedings of Tomsk Polytechnic University. Engineering georesources], 2015, vol. 326, no. 9, pp. 143-152. (In Russian).
Authorship criteria
Azorin A. Yu. has prepared the manuscript for publication and bears the responsibility for plagiarism.
Conflict of interests
The author declares that there is no conflict of interests regarding the publication of this article.
