CC BY
486
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
УДК 621.311.1:681.518
ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И МЕРЫ ПРОТИВОДЕЙСТВИЯ КРУПНЫМ АВАРИЯМ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
С.О. СМИРНОВ, М.И. УСПЕНСКИЙ
Институт социально-экономических и энергетических проблем Севера Коми НЦ УрО РАН, г.Сыктывкар [email protected] , [email protected]
Рассмотрены подходы к моделированию каскадных аварий и их последствий; приведены требования к управляемому делению электроэнергетических систем с целью предотвращения крупных аварий с массовым погашением потребителей; показаны существующие подходы к реализации управляемого деления. Предложен метод восстановления ЭЭС после крупной аварии с делением, основанный на поиске последовательности сборки ее схемы с учетом пуска генерации во времени.
Ключевые слова: электроэнергетические системы, каскадные аварии, погашения, управляемое деление, восстановление ЭЭС
S.O. SMIRNOV. M.I. USPENSKY. THE OCCURRENCE REASONS AND COUNTERMEASURES TO POWER SYSTEM BLACKOUTS
Approaches to cascade failure modeling and their consequences are considered; requirements to controlled separation of power systems for the major emergency prevention with possible blackout are presented; existing approaches to its realisation are shown. The power system restoration method after a major emergency with the separation, based on assembly sequence search of its scheme taking into account generation start-up for time is offered.
Key words: power systems, cascade failures, blackouts, controlled separation, power system restoration
Современная электроэнергетическая система (ЭЭС) России охватывает огромную территорию от Читинской до Калининградской области, от Северного Кавказа до Кольского п-ова, включает ряд электроэнергетических объединений, параллельно работающих по межсистемным связям, состоит из многих тысяч электростанций, линий электропередач и трансформаторов, связана с электроэнергетическими системами соседних стран. Такое количество элементов просто не может работать продолжительное время безотказно: изнашивается оборудование, проявляются природные условия, ошибается дежурный персонал. Тем не менее, тысячи крупных нарушений в ЭЭС ежегодно устраняются устройствами релейной защиты и автоматики (РЗА) практически незаметно для потребителя. Входящие в систему страны ЭЭС спроектированы так, чтобы отказ одного ее элемента не приводил систему к аварии. Значительно сложнее противодействовать событиям с наложением нескольких нарушений. Как правило, автоматике удается справиться и с этими нарушениями, но при определенных условиях может произойти неуправляемое их
развитие, так называемая каскадная авария. Противодействует таким авариям специальная проти-воаварийная автоматика, выполняя отключение менее ответственных потребителей, разделяя ЭЭС на отдельные изолированные подсистемы [1]. И все же при этом возможны серьезные погашения источников электроэнергии с катастрофическими последствиями для потребителей и самой системы.
К сожалению, в столь сложной структуре, как ЭЭС, полностью избежать каскадных аварий невозможно [2, 3]. В середине 1990-х гг. в США были предложены две модели проявления таких аварий на основе двух общих теорий систем. Созданная группой Дойля из Калтеха модель оптимизации, предполагает, что инженеры-электрики сознательно и рационально выбирают сосредоточение ресурсов на предотвращение меньшего и более распространенного нарушения; крупные погашения происходят, потому что ЭЭС не спроектирована для их предотвращения. Конкурирующее объяснение, предложенное командой при Окриджской национальной лаборатории в Теннеси, рассматривает погашения как некую действенную силу в неконтро-
лируемой петле обратной связи, которая действует годы или десятилетия. Погашения поощряют инвестиции в сильно перегруженные ЭЭС, периодически уравновешивая давление по максимизации возвращения инвестиций и поставке электроэнергии по самой низкой стоимости. Если осознанная оптимизация либо неконтролируемая обратная связь приводят ЭЭС к авариям, то крупные каскадные погашения - естественный аспект ее работы.
Ряд исследователей, в числе составляющих причины развития аварий, отмечает недоработки широкой либерализации рынка энергообеспечения [4, 5]. Рост либерализации индустрии поставок электроэнергии привел к существенному увеличению межрегиональных (международных) поставок, при которых часто должным образом не проводится оценка надежности функционирования системы. Традиционный децентрализованный путь оперативного управления системой существующими диспетчерскими центрами, с заботой каждого из них только о своей области управления и небольшим информационным обменом в реальном времени, приводит к неадекватной и медленной реакции на крупные нарушения. Здесь необходим новый способ скоординированного оперативного управления для поддержания необходимой надежности системы. Этот новый режим работы требует преодоления ряда организационных, психологических, правовых и технических проблем.
Есть третья школа, считающая, что с неизбежностью каскадных аварий, приводящих к погашению ЭЭС, необходимо смириться. Ее взгляды были ясно сформулированы группой в университете Карнеги Меллон в Питсбурге (США). В подходе, изложенном в работе «Каскадные аварии: выживание против предотвращения» [6], команда Карнеги Меллон утверждает, что если погашения так же непредсказуемы и непредотвратимы, как цунами и землетрясения, то мы должны быть готовыми к ним. Вопрос не в том, как предотвратить погашения, а в том, как пережить их. Один из примеров связан с заменой источников света на диодные с низким энергопотреблением, поддерживаемые аккумуляторами.
Такое, бросающее вызов авариям освещение, могло бы устранить одну из проблем погашения, поддерживая в чрезвычайной ситуации освещенные маршруты. То же касается лифтов, которые автоматически спускаются вниз к ближайшему этажу при отключении электроэнер-
гии. И в этом направлении в США ведется большая работа. Уже созданы источники аварийного электроснабжения на 32 МВт, ожидается получение источников мощностью до 100 МВт [7].
Независимо от взглядов на существо погашений, инженеры-электрики полагают, что риски обесточения систем можно существенно снизить. Для лучшего представления проблемы воспользуемся схемой протекания аварий (рис. 1), приведенной в работе [8]. Здесь при наложении возмущений в ЭЭС сначала режим системы не переходит границу зоны необратимых последствий; РЗА, а также оперативный персонал обеспечивают достаточно быстрое восстановление режима при минимальных потерях поставок электроэнергии потребителям. Однако существует такое событие возмущения (триггерное), при котором режим переходит через указанную границу [9]. Ряд исследователей делит причины рассматриваемых крупных аварий на неизбежные и те, которых можно избежать [10]. К первым относят случайные события - падение самолета на линию, удар строительного крана, природные явления и т.п., ко вторым - неправильные действия РЗА, дежурного персонала, перекрытия из-за касания деревьев. Причины второй группы
Рис. 1. Последовательность событий развития системных аварий.
чаще проявляются в развитии аварии. Задача автоматики принять меры к недопущению триггерного возмущения с помощью операций изменения балансов активной и реактивной мощностей путем управления нагрузками и генерацией. По существу, это последняя стадия работы РЗА. Как правило, она решается в режимах функционирования оборудования ЭЭС, близких к предельным.
Деление системы (ДС) относится к средствам противоаварийного управления с воздействием коммутационного типа и осуществляется во время переходного процесса. Насколько известно, впервые ДС в СССР было применено на Волжской ГЭС, когда она соединила два энергообъединения [11]. Появилась необходимость передачи мощности между ними. Опыт применения ДС оказался весьма успешным при повреждениях и перегрузке отходящих межсистемных линий, так как размещение секционных выключателей 500 кВ на ГЭС приблизительно соответствовало балансу мощностей. Однако обеспечение надежного разделения генераторов требовало усложнения и удорожания схемы электрических соединений электростанций, что помешало дальнейшему развитию ДС. По цели различаются три вида деления: для предотвращения нарушения устойчивости (упреждающее), для прекращения асинхронного хода (автоматика ликвидации асинхронного режима), для предотвращения потери собственных нужд электрических станций при недопустимом снижении частоты в энергосистеме в результате развития аварии (частотная делительная автоматика) [12]. На практике получили широкое применение второй и третий виды ДС, реализуемые локальными устройствами. Однако при скоординированном воздействии на определённые выключатели с учётом дополнительных условий упреждающее деление может привести к существенному системному эффекту. Осуществляемое таким образом деление за рубежом получило название управляемого (controlled separation, islanding, partitioning; operated division и т.п.). Моделирование крупного погашения, произошедшего 14 августа 2003 г. в США и Канаде, показало, что своевременно проведённое управляемое деление позволяло быстро ограничить развитие аварии и обеспечивало существенное снижение перетоков активной мощности в перегруженных сечениях, улучшение уровня напряжения и угловых характеристик генераторов в образующихся изолированных подсистемах (островах) [13]. Эти преимущества создают хорошую основу для последующего быстрого восстановления нормального режима работы ЭЭС и минимизации ущерба от аварии. В отличие от неуправляемого деления, выполняемого автономной автоматикой объектов ЭЭС, под управляемым понимается деление, скоординированное по ряду признаков режима и нацеленное на выявление триггерного события. В свою очередь, управляемое деление включает три подзадачи: когда начать деление, по каким сечениям его выполнить и в какой последовательности. Успешность управляемого деления зависит от корректного определения: где и когда делить. Ниже рас-
сматриваются требования для их решения, а также существующие подходы к ним.
Определение момента начала деления (когда). Результат управляемого деления во многом зависит от времени его осуществления. Наиболее эффективно деление практически сразу (доли секунды) после возникновения триггерного события [9]. Чем больше времени проходит от такого события до запуска деления, тем большее развитие получит авария, и, как следствие, будет потеряно больше мощности. Определение момента деления в реальном времени представляет собой достаточно сложную задачу вследствие непредсказуемости и разнообразия возможных аварийных возмущений в крупной ЭЭС. Для решения задачи могут быть использованы активно развивающиеся методы оценки динамической надёжности (dynamic security assessment) [14]. Традиционный подход к такой оценке заключается в проведении циклического моделирования переходного процесса путём решения множества дифференциальных уравнений. Большой набор возможных непредвиденных обстоятельств и параметров модели ЭЭС существенно увеличивает время получения оценки, что неприемлемо для целей управляемого деления. Системы на базе искусственного интеллекта и интеллектуального анализа данных имеют следующие преимущества перед традиционными: скорость выработки оценки (доли секунды), обучаемость, обнаружение в системе ранее неизвестных характеристик и отношений. В качестве пороговых значений при принятии решения о делении в реальном времени могут быть использованы параметры (например, фазные углы напряжений) переходного процесса, приводящего к развалу системы на части. Полученная в результате моделирования база знаний может быть дополнена информацией о крупных авариях, произошедших в системе ранее, и использована для обучения деревьев принятия решений или искусственных нейронных сетей. Использование данных инструментов искусственного интеллекта совместно с синхронизированными векторными измерителями (Synchronized Phasor Measurement Units, PMU) позволит в режиме реального времени автоматически принимать решение о запуске управляемого деления.
Поиск сечения деления (где). В крупной ЭЭС всегда существует множество вариантов деления - сечений. Выбор среди них лучшего является достаточно сложной многофакторной задачей. В общем случае сечение представляет собой набор ряда линий электропередачи. Так, для ЭЭС с n линиями теоретическое количество возможных вариантов деления составляет 2". Но поскольку результат поиска должен обеспечить выполнение ряда требований, то количество допустимых вариантов существенно снижается.
Определение групп сильносвязанных генераторов. Очевидно, что все генераторы в пределах острова должны быть синхронны. Реакция генераторов ЭЭС на крупные возмущения различна и зависит от их динамических характеристик и структурных особенностей системы. Существует ряд
подходов к определению генераторов, которые демонстрируют сходные колебания при возникновении крупных возмущений, основанные на параметрах предаварийного режима [15]. Такие генераторы можно назвать когерентными, и они могут быть сгруппированы. Причём связи между группами будут слабыми. На рис. 2 показаны углы роторов генераторов 118-ти узловой тестовой схемы 1ЕЕЕ при устранении трёхфазного короткого замыкания отключением линии через 0,17 с без действия автоматики (а) и при осуществлении через 0,57 с управляемого деления (б) [16]. Таким образом, для обеспечения устойчивости образующихся островов необходимо включать в один остров генераторы одной когерентной группы.
Поиск минимальных по абсолютному значению активной мощности сечений. Деление системы путем одновременного отключения линий, передающих значительную активную мощность, вследствие резкого перераспределения перетоков, само по себе является возмущением. Для снижения его тяжести при прочих равных условиях целесообразно отключать связи с наименьшим перетоком активной мощности. Предпочтительность сечения деления в таком случае определяется суммой значений перетоков мощности составляющих его связей без учёта их направления.
Минимизация количества образуемых островов и коммутируемых элементов. Снижение количества островов упрощает как процесс управляемого деления, так и последующее восстановление нормального режима работы энергосистемы. В целях минимизации потерянных перетоков мощности следует отдавать предпочтение вариантам деления, предполагающим отключение меньшего количества линий, а также необходимо стремиться к уменьшению количества коммутируемых выключателей. Чем больше выключателей вовлекается в процесс деления, тем выше вероятность возникновения отказов их работы. Отказ выключателя при делении резервируется в соответствии с общими принципами резервирования таких событий.
Оценка возможных перенапряжений. В ЭЭС с протяженными линиями для коммутационных режимов должны быть определены и приняты меры против возникновения перенапряжений и самовоз-
буждения слабо нагруженных генераторов правильным выбором реактивных компенсирующих устройств и регулированием трансформаторов.
Поиск сечения деления с учётом всех перечисленных требований представляет собой задачу оптимизации. Результаты её решения, как отмечалось выше, необходимы в течение первой секунды протекания аварии. Неправильно выбранное сечение деления может привести к снижению эффекта от его проведения и даже к развитию аварии. Возникает вопрос приемлемого соотношения скорости расчета и его точности. Общим недостатком у предлагаемых в настоящее время методов является ввод поправочных коэффициентов, в значительной степени определяемых результатами экспертных оценок. Несмотря на существование ряда эффективных подходов к поиску сечения, вопрос
о выборе лучшего из них является открытым. Сравнение нескольких алгоритмов применительно к определенной ЭЭС, насколько нам известно, не проводилось.
Балансировка мощности в островах. Очевидно, что при образовании острова с избытком или недостатком мощности потребуются дополнительные управляющие воздействия. Их вид и объём необходимо определять дополнительно.
Форма реализации. Скоротечность развития серьезной аварии (зачастую секунды) не оставляет диспетчеру времени на экспертное рассмотрение различных вариантов. Кроме того, существует вероятность принятия человеком ошибочного решения в условиях стрессовой ситуации. Всё это указывает на необходимость проектирования автоматической схемы. В этой связи алгоритм управляемого деления может быть реализован в рамках управляющего вычислительного программно-аппаратного комплекса централизованной системы противоаварийного управления (ЦСПА), располагающегося в диспетчерском центре. При достаточной обеспеченности коммутационной аппаратуры телеуправлением физические устройства деления не требуются. В противном случае такие устройства должны быть установлены в заранее определённых местах. Тогда для предотвращения погашения часть устройств должна срабатывать одновременно, остальные - блокироваться [1]. Однако традиционно используемые устройства защиты от асинхронного режима не адаптированы для координации на системном уровне, что требует разработки специальных локальных устройств деления. Примерная структура системы управляемого деления приведена на рис.3.
Быстродействие. Стремительный характер развития каскадных аварий предъявляет особые
Рис. 2. Динамика движения генераторов без автоматики деления (а) и при управляемом делении (б).
Рис. 3. Предлагаемая структура системы управляемого деления.
требования к времени реализации управляющего воздействия. Поиск наилучшего сечения деления в режиме реального времени простым перебором возможных вариантов для крупной энергосистемы не осуществим в связи с его длительностью. Подготовка решения заранее, в отсутствие временного лимита, не позволяет говорить о его точности. Реальная схемно-режимная ситуация перед осуществлением деления может существенно отличаться от подготовленной заранее схемы. Использование современных информационных технологий: упорядоченных бинарных разрешающих диаграмм (Ordered Binary Decision Diagrams, OBDD) [16], угловой модуляции метода роя частиц (Angle Modulated Particle Swarm Optimization, AMPSO) [19], позволяет существенно ускорить поиск минимального сечения в крупной ЭЭС. Для поиска сечения в зарубежных работах широко используется граф ЭЭС: вершинами являются узлы, а рёбрами - линии и трансформаторы. С помощью программных библиотек, реализующих многоуровневые методы разбиения графа, поиск сечения деления в ЭЭС с 22 тыс. узлами обеспечивается за время, меньшее секунды [18]. Такое быстродействие позволяет говорить о получении результата в режиме реального времени. Скорость реализации управляемого деления непосредственным образом зависит от коммутационной аппаратуры и устройств связи. Различное быстродействие выключателей обуславливается их типом и техническим состоянием. Помимо этого, для обеспечения возможности управляемого деления в режиме реального времени существует настоятельная необходимость в улучшении инфраструктуры ЭЭС (массовое применение синхронных векторных измерителей, широкополосных телекоммуникаций).
Следующий этап - объединение островов в систему - выполняется диспетчерами в условиях дефицита времени. Предопределенные процедуры руководств и предписаний по восстановлению электроснабжения сложны и не могут охватить весь круг возможных вариантов развития аварий. В этих
условиях напрашивается использование компьютеров в помощь диспетчерам на уровне советчиков, а в дальнейшем и в качестве автоматов ликвидации аварии.
Как отмечено в работе [20], поиск последовательности восстановления ЭЭС после крупной системной аварии можно организовать с помощью программного комплекса восстановления электроснабжения в распределительной сети. Он использует конкурентный поиск схемы восстановления двумя алгоритмами: на основе графа схемы сети и на базе искусственных нейронных сетей (ИНС) с отбором решений блоком оценки режимов. Для указанного здесь применения в алгоритм комплекса добавляется ряд условий, определяемых требованиями при рестарте ЭЭС. К ним относятся:
- оценка возможностей генерации мощностей в узлах ЭЭС на моменты времени, определяемые характеристиками их запуска, при обеспечении технического минимума их загрузки и учете времени их ввода;
- учет важности (приоритета) подключаемого узла, определяемая его функцией (генерация, нагрузка), категорийностью нагрузки, топологией схемы и режимными особенностями сети;
- режимные условия по перенапряжениям при коммутациях и возможности синхронизации восстанавливаемых островов.
Порядок ввода генерирующих агрегатов определяется следующими условиями. Для наглядности воспользуемся обобщенными параметрами пуска агрегатов (таблица) и упрощенной пусковой характеристикой (рис. 4). Большинство агрегатов требует при пуске внешней по отношению к себе мощности - Рп., необходимой для работы вспомогательных механизмов (насосов, задвижек и т.д., см. таблицу). С набором собственной мощности - Рнаб. -питание этих механизмов переводится на генератор вводимого агрегата (мощность на собственные нужды - Рсн).
Пуск агрегата осуществляется в соответствии с его пусковой характеристикой (рис.4), которая определяет следующие параметры: РМ - максимальная рабочая активная мощность генератора агрегата; ^с. - время остывания, время от момента вывода тепловой части турбогенератора из работы, конкретизирует пусковую характеристику теплового агрегата (таблица); ^. - время пуска, подготовка агрегата к набору мощности. В это же значение обычно включается время ввода в работу котлоагрегата; ^аб. -время синхронизации генератора с ЭЭС и набора мощности РМ; ^. - время рабочего режима.
Параметры пуска агрегатов генерации электроэнергии
Тип агрегата Условия пуска Рп, о.е. f„, ч ^наб^ ч Рм, МВт
Дизель-генератор экстренный пуск 0 0.1 0.1 0.2 - 7
Газотурбинная установка (ГТУ) экстренный пуск 0.003 Рм 0.3 0.3 2 - 150
Парогазотурбинная установка (ПГУ) горячий пуск, ^с. < 8 ч 2.0 0.5
неостывший, 8 ч < Ьс. < 72 ч 0.04 Рм 3.0 0.5 30 - 300
холодный пуск, ^с. > 72 ч 4.0 0.7
Гидрогенератор 0.01 Рм 0.1 0.1 3 - 300
Агрегат тепловой станции (ТЭС) горячий пуск, ^с. < 8 ч 2.5 1.5
неостывший, 8 ч < ^с. < 72 ч 0.06 Рм 5.5 3.0 150 - 500
холодный пуск, ^с. > 72 ч 7.0 5.0
Агрегат атомной станции (АЭС) горячий пуск, ^с. < 24 ч 0.08 Рм 20.0 3.0 400 - 1000
холодный пуск, ^с. > 140 ч 72.0 5.0
tn - время подготовки и внешняя по отношению
пуска агрегата; £наб. - время набора нагрузки до номинальной мощности РМ, Рп к запускаемому агрегату мощность, необходимая для его пуска.
паровой турбиной. Оценка приоритетности их ввода в работу.
2. Выбор шага расчета во времени. Удобно принять его равным минимальному времени пуска из выбранных для пуска агрегатов, но необязательно. Важно, что это - то время, за которое в режиме пуска ничего существенного не происходит. При его большом значении возможен некорректный переход из режима пуска в режим набора мощности агрегата, а при малом - увеличение времени необязательных расчетов.
3. Определение момента пуска агрегата при соблюдении
условий по времени и мощности, необходимых для выполнения этой операции. При отсутствии таких характеристик для конкретного агрегата они могут быть определены из таблицы, которая построена на основе данных [21].
4. На каждом шаге расчета выявляется располагаемая мощность Ррас. в каждом восстанавливаемом генерирующем узле по методике [20]. Здесь сначала в качестве нагрузки выступает мощность, необходимая для пуска генераторных агрегатов, а под располагаемой подразумевается выдаваемая генераторами активная мощность без мощности, необходимой для обеспечения пуска и работы агрегатов. Очередность старта агрегатов определяется, в первую очередь, меньшим временем его пуска и выхода на рабочий режим.
5. Повторяются пункты 3 и 4, пока располагаемая мощность не превысит необходимую для пуска и работы очередных агрегатов.
6. При мощности в системе большей, чем мощность, необходимая для пуска всех выбранных агрегатов, в зависимости от приоритета по методу
Многообразие пусковых характеристик даже для одного и того же теплового агрегата определяется в том числе и временем его остывания после вывода из работы, причем оно существенно влияет на его временные параметры. Из таблицы видно, что в зависимости от времени остывания теплового агрегата, после его остывания, режим пуска можно разделить на: горячий (^с. < 8 ч), пуск неостывшего агрегата (8 ч < tDa < 72 ч) и холодный пуск (tDa > 72 ч). Подобные характеристики существуют и для других тепловых агрегатов: газотурбинной установки (ГТУ), парогазовой установки (ПГУ), тепловой станции (ТЭС), атомной станции (АЭС) и т.п. Здесь уместно заметить, что, как правило, агрегаты АЭС в после-аварийном восстановлении ЭЭС не участвуют.
С учетом выше изложенного, процесс восстановления сводится к следующим шагам (рис. 5):
1. Выбор пусковых характеристик, вводимых в работу агрегатов в зависимости от времени их отключения, длительности простоя (таблица) и вида топлива. В первую очередь это связано с тепловыми агрегатами типа: ГТУ, ПГУ, агрегатом ТЭС с
Определение вида и значений характеристик N агрегатов в зависимости от Т .
г ос.
Расстановка приоритетов агрегатов и нагрузок. Выбор шага расчетов t t = 0 , i =1
АР- =P„ t Jt R, P = P + AP. , P = P + AP.
i Mi ш наб.’ рас. рас. i ’ i i i
Рис. 5. Алгоритм определения последовательности включения и загрузки генераторов ЭЭС. Обозначения на рис. 5 следующие: t - текущее время, tнпi - момент пуска ¿-го агрегата, Рй -мощность, необходимая для пуска, Рi - текущая мощность ¿-го агрегата, соответственно.
восстановления электроснабжения потребителей [22], дополнительно к пунктам 3 и 4 начинают восстанавливаться нагрузки.
В отношении реактивной мощности выполняются те же операции, что и с активной, причем при ее известном потреблении подставляются заданные значения, а при не заданных величинах она оценивается по cos ф = 0.85. Следует обратить внимание на то, что в рассмотренный алгоритм легко вписываются агрегаты, которые остались в работе при возникновении и ликвидации аварии. Достаточно определить для них ^п=0 и ^с=0, а t„a6. поставить в соответствие с выдаваемой мощностью.
Поиск последовательности подключения нагрузок выполняется в соответствии с приоритетами узлов. Приоритет узлов - источников электроэнергии - наивысший, поскольку он относится к нагрузке собственных нужд узла генерации. Полученная мощность, располагаемая в узле, с учетом оговоренных условий далее распределяется между узлами-потребителями в соответствии с приоритетом узла, определяемым как его категорией и режим-
ными условиями, так и дополнительными оценками, оговоренными ниже. Причем, если в узле присутствуют потребители разных приоритетов, то он разбивается на несколько виртуальных узлов с тем, чтобы, в первую очередь, обеспечивались потребители более высокого приоритета.
Дополнительные оценки определяются на базе представлений о безмасштабных сетях. В отличие от «равноправного» распределения связей, наблюдающегося в случайных сетях, степенной закон описывает системы, в которых доминируют несколько концентраторов - узлов, объединяющих большое количество связей, или 1/к1, где n - число связей, к - количество узлов. Постоянство n привело к тому, что эти сети назвали безмас-штабными (scale-free networks). В отличие от случайных сетей, безмасштабные более устойчивы к случайным отказам из-за неоднородности топологии сети. Случайный отказ связи наиболее вероятен у малых узлов, близких к тупиковым, поскольку их множество, гораздо больше, чем концентраторов. Зато отказ концентратора приводит к серьезным потерям в сети. Свойствами концентраторов в ЭЭС обладают электростанции и крупные подстанции. Важность узла в без-масштабной сети определяется выражениями [23]:
а: = У (nili)
' i i,jeV, ^min,j ,
i = n (n-1)/2
где ni - общее количество узлов в сети без i-го узла; li - среднее из наикратчайших расстояний в новой сети без i-го узла; dmin>j- - наикратчайшее расстояние между узлом i и узлом j, обозначенное номерами ветвей; V - набор, состоящий из всех узлов в новой сети без i-го узла. Из формул очевидно, что преобразование не имеет смысла для одного узла (n=1). Рост количества связей к узлу и уменьшение расстояний до соседних узлов, снижающее среднюю величину li , повышают значение а, важности анализируемого узла.
Как было отмечено в [20], для выбора схемы соединений сети можно использовать методику, предложенную нами при восстановлении распределительных сетей, имея в виду особенности сборки сети ЭЭС, а именно - возможность двухстороннего питания и учет устойчивости при объединении островов. Цель решения - обеспечение потребите-
ля мощностью в последовательности, определяемой приоритетом нагрузки. Порядок определения таких приоритетов изложен в [20]. Здесь напомним, что приоритет нагрузки собственных нужд электростанций определяется наивысшим.
В сети ЭЭС, в отличие от [20], наличие разных источников при необходимости их параллельной работы указывает на требование проверки режима их совместной работы, и при положительном результате - синхронизации таких частей системы. Реализация проверки указанных условий осуществляется в блоке обобщенного вектора ошибки (ОВО), входящего в комплекс восстановления сети, следующим образом: во-первых, при объединении двух островов на время оценки режимов в модели признаки источников таких островов приравниваются. Затем в блоке расчета режимов (БРР) проверяется возможность существования такого режима, при положительном результате - динамика объединения этих островов. Если и этот этап дает положительный ответ, то схема принимается и реализуется с синхронизацией этих частей. Иначе контролируются другие предлагаемые варианты схем. Второе отличие в алгоритме сборки схемы ЭЭС от распределительной сети - то, что мощность на собственные нужды для старта электростанции имеет наивысший приоритет, т.е. она обеспечивается в первую очередь.
Неприемлемость схемы и направление ее изменения указывает блок ОВО, используя информацию от БРР. Он активирует функцию самообучения искусственной нейронной сети (ИНС) решающего комплекса, так как наличие отличного от нуля вектора ошибки означает, что текущее деление ЭЭС на острова не попало в обучающую выборку, и требуется поиск нового решения.
В отличие от метода для распределительной сети, здесь при оценке ОВО рассматриваются три вида обрабатываемых узлов: первый - узел нагрузки - аналогичен узлу нагрузки распределительной сети; второй - генерирующий узел -должен учитывать возможности по выдаче активной и реактивной мощности на момент его обработки, т.е. подобен такому узлу в рас-
пределительной сети, но с учетом развернутой в нем мощности на момент расчета; третий - синхронизируемый - решает задачу объединения двух соседних узлов, связанных с разными, не работающими параллельно источниками. Его особенностью является определение необходимости и возможности объединения на параллельную работу двух островов. С учетом этих особенностей блок-схема оВо выглядит следующим образом (рис.6).
Если одновременно присутствуют ошибки по напряжению в узле и по току питающей связи, то принимается большая из них. Ошибка состояния связи определяется из условий в соответствии с описанием [20].
При обнаружении в соседнем узле признака другого источника блок ОВО временно выравнивает эти признаки, устанавливая при этом флаг синхронизации - ГБ, а блок БРР определяет допустимость совместного режима. При положительном решении ОВО указывает связь между такими узла-
Рис. 6. Блок-схема формирования составляющих ОВО. ¿ - номер узла, j -номер питающей связи ¿-го узла, и; и I - текущие значения напря-
жения узла и тока связи, ином. и 1д
номинальное напряжение и
допустимый ток связи, ^ - допустимый коэффициент ее перегрузки.
ми, как требующую синхронизации при включении и объединяет признаки синхронизируемых частей ЭЭС. В противном случае в каждой части остается свой признак, флаг синхронизации сбрасывается, и продолжается поиск схемы восстановления системы. Таким образом, ГБ указывает на связь, которая включается с синхронизацией объединяемых узлов ЭЭС.
В предложенном здесь алгоритме, в связи с появлением в качестве переменных мощностей генерации, решенный в [20] вопрос о сходимости при самообучении ИНС на базе управляющего воздействия ОВО для распределительных сетей остается открытым в случае его переноса на ЭЭС и требует отдельного рассмотрения. Хотя в разрезе зафиксированного во времени среза данных без учета динамики он представляется подобным ранее решенному.
Существенная зависимость восстановления ЭЭС от времени реализации решений (например, ввод дополнительных генерирующих мощностей и подключение нагрузок) диктует условия по изменению структуры ИНС. Если для распределительных сетей обучающая выборка могла в качестве входных данных содержать информацию лишь о состоянии связей (рабочая/нерабочая) и потребляемой мощности в узлах до момента возникновения аварии, то для стабильного функционирования алгоритма на основе ИНС в ЭЭС этих данных недостаточно.
Стоит обратить внимание, что условия работы алгоритма напрямую зависят от изменения ситуации из-за ввода добавочных мощностей или появления дополнительных потребителей в любом из островов. Таким образом, можно оптимизировать не только текущее состояние, но рассмотреть перспективу последующего изменения схемы ЭЭС и понять, какие воздействия требуют немедленного исполнения, а какие могут быть отодвинуты на более поздний срок или вообще не реализуются, так как ожидаемый ввод мощности/нагрузки может сделать воздействие нежелательным.
Что касается узлов с двухсторонним питанием, то, как отмечалось в [20], допустимость режимов может быть определена любой из программ расчета установившихся режимов типа «RastrWin». Понятно, что здесь необходимо учитывать ограничения по генерации, которые определяются в рамках упомянутой программы дополнительными ограничениями баланса мощности по режиму работы генераторов.
Заключение
При функционировании ЭЭС необходимо учитывать возможность крупных аварий с массовым погашением потребителей, определяемых ростом сложности системы и возникающих по причине старения ее элементов, внешних воздействий и ошибок дежурного персонала. Инициирование к погашению определяется одним из последовательных возмущений в ЭЭС, триггерным событием. Снижение рисков погашения связано с разработкой мер противодействия им, требующих, в свою оче-редь,развития методов исследования и моделей
протекания аварий. К числу таких мер относится управляемое деление, включающее три подзадачи: когда, где и как выполнять деление эЭс.
Управляемое деление является перспективным методом защиты ЭЭС от крупных аварий, приводящих к массовому погашению потребителей. Приведенные требования при выполнении управляемого деления позволили выявить решаемые при его проведении задачи, и используемые в них методы. Однако для его практической реализации необходимо дальнейшее совершенствование подходов к определению времени и места деления. Существенна проблема обеспечения управляемого деления необходимым объемом быстродействующих измерений и средств дистанционного управления.
Одной из составляющих противодействия последствиям аварии является помощь в организации восстановления ЭЭС. Показано, что для поиска ее схемы восстановления после аварии можно воспользоваться наработками, полученными к выбору схемы восстановления распределительной сети при включении в них алгоритмов, учитывающих специфику сборки схемы сети ЭЭС. Данные по последовательности пуска агрегатов генерации и располагаемым мощностям определяются алгоритмом восстановления генерации раскручиваемых блоков в соответствии с их пусковыми характеристиками и техническим состоянием на момент пуска. Доработка блока ОВО связана с выявлением и реализацией возможности совместной работы двух узлов с разными источниками генерации их объединением через синхронизацию.
Работа выполнена по Программе УрО РАН 12-Н-127-2049-Д.
Литература
1. Adibi M. M., Kafka R. J., Maram S., Mili L. M. On power system controlled separation // IEEE Trans. on PS. 2006. Vol. 21. № 4. P.1894-1902.
2. Fairley P. The Unruly Power Grid // IEEE Spectrum, August 2004. P. 22-27.
3. Родюков Ф.Ф. Корректная математическая мо-
дель синхронной машины и математическая модель большой электроэнергетической системы // Математика в ВУЗе. № 10. Интернет-журнал СПбГПУ. - www.spbstu.ru/ public/m_v/N... /contents .html
4. Bialek J.W. Погашения в США/Канаде и континентальной Европе в 2003: действительно ли виновата либерализация? // IEEE Pow-erTech, Russia, June 2005. Paper #698.
5. Ilic, M. Technologies and Management Structures to Support Reliable and Efficient Operation over a Broad Range of Generation and Demand // First Energy, Inc. website, November 2003, (also New Electricity Transmission Software (NETSS), Inc. WP03-01, December 2003).
6. Sarosh N. Talukdar et al. Cascading Failures: Survival Versus Prevention // The Electricity Journal, November 2003. P. 25-31.
7. LaMonica M. Giant batteries steady grid in New York // news.cnet.com/8301-11128_3-20028148-54.html#ixzz1B37Mhaqi.
8. Pourbeik P., Kundur P.S., Taylor C.W. The Anatomy of a Power Grid Blackout // IEEE Power&Energy Magasin September/October 20065. P. 22-29 .
9. Voropai N. I., Efimov D. N. Analysis of Blackout Development Mechanisms in Electric Power Systems // IEEE Power and Energy Society General Meeting - Conversion and Delivery of Electrical Energy in the 21st Century, 2008. P.1-7.
10. Каскадные аварии в энергосистемах, их предотвращение и восстановление работоспособности энергосистем: Предотвращение крупномасштабного веерного отключения электроснабжения в крупных городах-мегаполисах // ftp.so-cdu.ru/RZA/old_archiv/ kaskad_ avar.pdf
11. Barkans J., Zalostiba D. Protection against Blackouts and Self-Restoration of Power Systems. Riga: RTU Publishing House. 2009. 142 p.
12. Кощеев ЛА. Автоматическое противоаварий-ное управление в электроэнергетических системах. Л.: Энергоатомиздат, 1990. 140 с.
13. Yang B., Vittal V., Heydt G.T. Slow-coherency-based controlled islanding - a demonstration of the approach on the august 14, 2003 Blackout Scenario // IEEE Trans. on PS. 2006. Vol.
21. № 4. P.1840-1847.
14. Шумилова Г.П., Готман Н.Э., Старцева Т.Б. Оценивание границы динамической надежности электроэнергетической системы // Известия Коми научного центра УрО РАН. 2010. №1. С.80-86.
15. Абраменкова НА., Воропай Н.И., Заславская Т.Б. Структурный анализ электроэнергетических систем (в задачах моделирования и синтеза). Новосибирск: Наука, 1990. 224 с.
16. Sun K, Zheng D. Z., Lu Q. A Simulation Study of OBDD-Based Proper Splitting Strategies for Power Systems Under Consideration of Transient Stability // IEEE Trans. on PS. 2005. Vol. 20. № 1. P.389-399.
17. Sun K., Hur K., Zhang P. A new unified scheme for controlled power system separation using synchronized phasor measurements // IEEE Trans. on PS. [Early Access]. 2011.
18. Li J., Liu C.C., Schneider K.P. Controlled partitioning of a power network considering real and reactive power balance // IEEE Trans. on Smart Grid. - 2010. Vol. 1. № 3. P.261-269.
19. Liu L., Liu W., Cartes D. A., Chung I. Y. Slow coherency and angle modulated particle swarm optimization based islanding of large-scale power systems // Advanced Engineering Informatics. 2009. Vol. 23. № 1. P.45-56.
20. Успенский М.И., Кызродев И.В. Методы восстановления электроснабжения в распределительных сетях / Коми научный центр УрО РАН. Сыктывкар, 2010. 122 с.
21. Норматив продолжительности пуска энергоблоков мощностью 150-800 МВт тепловых электростанций из различных тепловых состояний //www.normativ.su/catalog/46110.php.
22. Успенский М.И., Кызродев В.И., Смирнов С.О. Автоматизация поиска последовательности восстановления узлов ЭЭС после системной аварии // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. СПб.: Северная звезда, 2010. С. 260-264.
23. Liu Y., Gu X. Skeleton-network reconfiguration based on topological characteristics of scalefree networks and discrete particle swarm optimization // IEEE trans. on PS, 2007. N 3. Vol.22. P.1267-1274.
Статья поступила в редакцию 05.12.2011.
