CC BY
57
Оригинальная статья / Original article УДК 621.39
DOI: http://dx.doi.org/10.21285/1814-3520-2020-4-781-794
Противоаварийное управление нагрузкой для обеспечения гибкости электроэнергетических систем
© Н.И. Воропай*, М.В. Чулюкова**
*Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, г. Иркутск, Россия **Амурский государственный университет, г. Благовещенск, Россия
Резюме: Цель - предложить и исследовать метод противоаварийного управления нагрузкой потребителей электроэнергии в реальном времени за счет автоматического переноса питания управляемых электроприемников нагрузки с периода суточного максимума на минимум электропотребления. Исследования выполнялись с использованием программного комплекса RuStab, позволяющего моделировать электромеханические переходные процессы в электроэнергетических системах во времени путем имитации сценариев воздействия на систему возмущений и работы средств релейной защиты и противоаварийной автоматики для сохранения устойчивости электроэнергетических систем. Исследования проводились на тестовой схеме, представляющей реальную систему электроснабжения, выделившуюся в результате возмущения на островной режим с дефицитом мощности. Проведен анализ проблем обеспечения устойчивости системы электроснабжения с установками распределенной генерации, работающими в нормальном режиме синхронно с внешней электроэнергетической системой, при выделении системы электроснабжения на островной режим с дефицитом мощности после аварийного отключения связи с внешней электроэнергетической системой. Негативными факторами с точки зрения обеспечения устойчивости системы электроснабжения являются малые постоянные инерции роторов генераторов и упрощенные системы регулирования. Основные управляющие воздействия для устранения дефицита мощности традиционно связаны с работой автоматической частотной разгрузки. Предложена противоаварийная автоматика управления нагрузкой, заключающейся в переносе управляемых электроприемников потребителей с периода суточного максимума нагрузки на минимум; при этом снижается объем нагрузки, отключаемой автоматической частотной разгрузкой, а освобождаемая генерируемая мощность используется для сохранения электроснабжения ответственных потребителей. Представлен сценарий аварийной ситуации с имитацией работы предлагаемой противоава-рийной автоматики. В результате дополнительно сохраняется электроснабжение 17% ответственных потребителей. Выполненные исследования продемонстрировали потенциальную эффективность предложенной противо-аварийной автоматики управления нагрузкой в аварийных режимах в плане обеспечения электроснабжения ответственных потребителей. Дальнейшие исследования должны быть связаны с уточнением условий работы автоматики в различных аварийных ситуациях и ее практической реализацией.
Ключевые слова: распределенная генерация, электроснабжение, управление нагрузкой в реальном времени, гибкость, электроэнергетические системы, динамическая устойчивость
Благодарности: Работа выполнена в рамках проекта #19-49-04108, поддержанного Российским научным фондом.
Информация о статье: Дата поступления 17 марта 2020 г.; дата принятия к печати 15 июля 2020 г.; дата он-лайн-размещения 31 августа 2020 г.
Для цитирования: Воропай Н.И., Чулюкова М.В. Противоаварийное управление нагрузкой для обеспечения гибкости электроэнергетических систем. Вестник Иркутского государственного технического университета. 2020. Т. 24. № 4. С. 781-794. https://doi.org/10.21285/1814-3520-2020-4-781-794
Emergency load control for power system flexibility
Nikolai I. Voropai*, Margarita V. Chulyukova**
*Melentiev Energy Systems Institute SB RAS, Irkutsk, Russia **Amur State University, Blagoveshchensk, Russia
Abstract: The study is aimed at proposing and researching a method of emergency load control for electricity consumers in real time by automatically transferring the power supply of controlled load receivers from the period of the daily maximum to the minimum of power consumption. The studies were carried out using the RuStab software package applicable
ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4):781-794
for simulating electromechanical transients in electric power systems in time by modelling scenarios of the effect caused by relay protection disturbances and operation, as well as emergency control equipment, on the system for maintaining the stability of electric power systems. The studies were carried out on a test circuit representing a real power supply system in isolation mode as a result of a disturbance with a power shortage. In the case of a power supply system in isolated mode with a power shortage after an emergency disconnection of communication with the external power system, an analysis is performed to consider problems in ensuring the stability of the power supply system with distributed generation installations operating in normal mode synchronously with the external power system. In terms of ensurin g the stability of the power supply system, negative factors involve the small constant inertia of the generator rotors and simplified control systems. The main control actions for eliminating power shortages are traditionally associated with automatic under-frequency load shedding. A proposed anti-emergency load control automation process consists in transferring controlled power consumers from the period of daily maximum load to the minimum. At the same time, the volume of the load disconnected by under-frequency load shedding is reduced with the released generated power used for maintaining the power supply to critical load. A scenario of an emergency situation with a simulation of the proposed emergency control automation is presented. As a result, the electricity supply is additionally preserved for 17% of critical load. In terms of providing power supply to critical load, the performed studies have demonstrated the potential effectiveness of the proposed emergency load control automation in emergency modes. Future research will focus on a specification of the operating conditions for automation under various emergency situations and its practical implementation.
Keywords: distributed generation, electricity supply, real-time load control, flexibility, power systems, transient stability
Acknowledgments: the work was carried out as a part of the project #19-49-04108 supported by the Russian Science Foundation.
Information about the article: Received March 17, 2020; accepted for publication July 15, 2020; available online August 31, 2020.
For citation: Voropai NI, Chulyukova MV. Emergency load control for power system flexibility. Vestnik Irkutskogo gosu-darstvennogo tehnicheskogo universiteta = Proceedings of Irkutsk State Technical University. 2020;24(4):781-794. (In Russ.) https://doi.org/10.21285/1814-3520-2020-4-781-794
1. ВВЕДЕНИЕ
Развитие электроэнергетических систем (ЭЭС) сопровождается изменением их структуры и свойств вследствие освоения новых технологий и объектов на их основе, используемых для производства, передачи и распределения электроэнергии, а также для управления этими системами. Требуется изучение новых свойств ЭЭС и обоснование средств по обеспечению нормального функционирования исследуемых систем. Одним из таких новых свойств ЭЭС, активно обсуждаемых последнее время, является свойство гибкости систем [1-3]. Существует несколько близких версий определения свойства гибкости ЭЭС [2-5]. Обобщая эти предложения, можно рассматривать следующее определение [6]: гибкость ЭЭС - ее способность сохранять нормальное состояние или близкое к нему при воздействии внутренних (внезапные изменения и флуктуации нагрузки, потоков по связям и генерации) и внешних (вне-
запные возмущения) случайных (неопределенных) факторов. Как видно из этого определения, свойство гибкости близко по смыслу к известному свойству режимной надежности (security) ЭЭС1 как способности системы сохранять заданные режимы функционирования при изменении условий, отказах элементов и внезапных возмущениях. Тем не менее представляется, что термин «гибкость» в большей степени отражает «активность» системы в смысле ее самоадаптации к названным внутренним и внешним факторам, чем «режимная надежность».
Проблемы гибкости современных и особенно будущих ЭЭС в мире связаны в основном с расширением использования распределенной генерации (РГ), прежде всего на базе возобновляемых энергоресурсов (ветер, солнце), нестационарного характера [7, 8]. Развитие РГ в России происходит в большинстве за счет ввода объектов на базе установок, использующих в качестве топлива природный газ. Востребованность РГ на ос-
1Надежность систем энергетики: сб. рекомендуемых терминов / отв. ред. Н.И. Воропай. М.: Энергия, 2007. 192 с.
ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4):781-794
нове газа в России объясняется как соображениями экономической целесообразности (наличие собственных энергоресурсов, отдаленность многих месторождений от источников большой генерации и сетей), так и требованиями экологического законодательства [9, 10].
Объекты РГ могут работать как параллельно с ЭЭС, так и в островном режиме. Под островным режимом подразумевается такой режим работы системы электроснабжения (СЭС) энергорайона с одной или несколькими электростанциями (объектами РГ), каждая из которых может иметь в своем составе одну или несколько генерирующих установок (ГУ), и нагрузкой, которая допустима по всем условиям электроснабжения, образующимся при отключении линий электропередач, связывающих СЭС с системой (в результате короткого замыкания (КЗ) или по другой причине) и существующим до момента его синхронизации с ЭЭС [11].
В результате выделения СЭС в островной режим в большинстве случаев возникает дефицит генерируемой мощности, что приводит к снижению уровней напряжения и частоты ниже нормируемых значений и опасности нарушения устойчивости СЭС в целом. Ситуация усугубляется рядом особенностей режимов работы минигазотурбинные установки (мини-ГТУ) и минипарогазовые установки (мини-ПГУ) в аварийных режимах, в том числе малыми постоянными инерции роторов этих агрегатов [11, 12]. Анализ подходов к решению данной проблемы показывает, что для восстановления уровней частоты и напряжения и стабилизации работы СЭС используется превентивное отключение нагрузки у потребителей [13-19]. Во всех случаях при восстановлении нормальной работы СЭС с РГ в островном режиме после аварийных отключений должна решаться одна из важных задач - минимизация объема аварийно-отключаемых потребителей. Недостаточный учет этого фактора может негативно сказаться на ответственных потребителях, перерыв в электроснабжении которых недопустим.
Помимо развития РГ, на протяжении последнего десятилетия во многих странах ми-
ра эффективно применяются технологии управления нагрузкой в реальном времени (real-time demand side management) через систему финансового стимулирования промышленных и бытовых потребителей, позволяя существенно снижать пиковую нагрузку ЭЭС и осуществлять разгрузку в необходимых объемах [20, 21]. Участие активных потребителей в выравнивании графика нагрузки позволяет снижать стоимость электроэнергии для всех потребителей, а субъектам электроэнергетики минимизировать финансовые затраты на строительство и ввод в эксплуатацию высокоманевренных генерирующих мощностей, а также резервных генерирующих мощностей, коэффициент использования установленной мощности которых является низким.
В [22] анализируется опыт Австралии и ряда штатов США по управлению нагрузкой в реальном времени для различных целей и в разных условиях. Например, для изолированной системы электроснабжения на Гавайях велика роль автоматической частотной разгрузки, которая реагирует на снижение частоты в периоды случайного снижения выдачи мощности возобновляемыми источниками энергии, отключая второстепенные электроприемники и снижая тем самым требования к мощности и энергоемкости накопителей электроэнергии. Другой пример управления нагрузкой представляет энергосистема штата Калифорния (США), где в 2020 г. за счет возобновляемых энергоресурсов (главным образом солнечной энергии) планируется выработать 33% годового объема электроэнергии. Основой подхода является краткосрочный прогноз выдачи мощности солнечными электростанциями. И если на период минимума суточного графика нагрузки прогнозируется высокая солнечная активность, управляемая часть электроприемников сдвигается с пиковой части графика на его минимум. В системах электроснабжения Нью-Йорка, Северной Каролины, Австралии используются свои оригинальные подходы к управлению нагрузкой в темпе процесса. В [22] подчеркивается важность координирующей роли в этих процессах СевероАмериканской Корпорации по Надежности
ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4):781-794
ЭЭС (от англ. North American Electric Reliability Corporation (NERC)), при которой сформирована рабочая группа для анализа влияния распределенной генерации (главным образом на возобновляемых энергоресурсах) на большие ЭЭС и выработки рекомендаций по снижению негативного влияния.
В данной статье предлагается новая технология использования управления нагрузкой в реальном времени как противоаварий-ного управления для повышения гибкости и устойчивости СЭС с РГ, снижения объема отключаемых потребителей, обеспечения надежного электроснабжения ответственных потребителей. Момент аварийного отключения питающей подстанции и перевода СЭС на изолированную работу является случайным, при этом наиболее тяжелая послеава-рийная ситуация сложится в период суточного максимума нагрузки. В этом плане автоматический перевод некоторых электроприемников системой управления нагрузкой с максимума нагрузки на минимум позволит в максимум нагрузки обеспечить электроэнергией дополнительных, по сравнению с исходной ситуацией, потребителей и при необходимости повысить послеаварийный уровень частоты.
Структура остальной части статьи следующая. В разделе 2 приведено описание объекта исследований - тестовой схемы СЭС. Раздел 3 включает описание модели динамики СЭС на базе программного комплекса (ПК) RuStab [23]. В разделе 4 рассмотрены верификации модели динамики СЭС. В разделе 5 представлены результаты исследований эффективности предлагаемого способа противоаварийного управления нагрузкой и их анализ. Заключение содержит краткие выводы по работе.
2. ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ
В качестве объекта исследований использована тестовая схема СЭС, сформированная на базе видоизмененной системы электроснабжения г. Благовещенск, которая включает (рис. 1):
- питающую подстанцию 220-110 кВ, связывающую исследуемую СЭС с внешней ЭЭС;
- базовую теплоэлектроцентраль (БТЭЦ) в составе четырех агрегатов с суммарной установленной мощностью 404 МВт на основе Благовещенской ТЭЦ;
- на площадках старых неэкономичных котельных четыре мини-ТЭЦ с газотурбинными агрегатами с номинальной мощностью 12 МВт каждый по два агрегата на мини-ТЭЦ;
- суммарную мощность всех мини-ТЭЦ 96 МВт;
- электрическую мощность мини-ТЭЦ (определяется их тепловой нагрузкой);
- электрическую сеть на напряжении 110 кВ.
На рис. 2 представлен суточный график нагрузки системы электроснабжения летнего максимума рабочего дня.
3. МОДЕЛЬ ДИНАМИКИ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Исследования выполнялись с использованием ПК RuStаb [23], который включает стандартные модели генераторов, в том числе ГТУ. Основные элементы пользовательского интерфейса, организация базы данных и модули расчета установившихся режимов унаследованы от ПК RastrWin, модели динамических элементов во многом аналогичны ПК Mustang.
Параметры генераторов приведены в табл. 1. Для подключения генератора к сети в качестве расчетной ЭДС использовалась переходная ЭДС №¡¡,0), где составляющая по оси d равна нулю, а в качестве расчетных сопротивлений - переходное реактивное сопротивление по продольной оси и синхронное реактивное сопротивление по поперечной оси в относительных единицах (o.e.)
Остальные обозначения в табл. 1 следующие:
Pном - номинальная активная мощность генератора;
Mj - механическая постоянная инерции ротора генератора вместе с турбиной;
Т'лj - переходная постоянная времени генератора по продольной оси при разомкнутой обмотке статора.
ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4):781-794
Внешняя ЭСС
Рис. 1. Тестовая схема системы электроснабжения Fig. 1. Test circuit of a power supply system
Рис. 2. Суточный график летнего максимума нагрузки рабочего дня системы электроснабжения Fig. 2. Summer daily peak load curve of the power supply system
ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4):781-794
Таблица 1. Основные параметры генераторов (см. рис. 1) Table 1. Generator main parameters (see fig. 1)_
Параметры Базовая теплоэлектроцентраль Мини-теплоэлектроцентраль
ГТУ-1 ГТУ-2 ГТУ-3 ГТУ-4 № 1-4
Рном, МВт 60 110 110 124 24
Mj, МВт с 182,4 282,7 282,7 554,3 65
о.е. 0,27 0,26 0.26 0,26 0,24
Xq, о.е. 0,83 1,19 1,19 1,34 1,9
s 5 5 5 5 5
Регулирование напряжения на шинах мини-ТЭЦ осуществляется автоматическими регуляторами возбуждения (АРВ) по каналу отклонения напряжения на шинах электростанции. Упрощенная модель АРВ генераторов мини-ТЭЦ приведена на рис. 3, где указаны следующие обозначения:
иг - напряжение на шинах генератора; иг0 - напряжение на шинах генератора в установившемся доаварийном режиме;
кои - коэффициент регулирования по отклонению напряжения;
Тои - постоянная времени в канале отклонения напряжения;
ДЕг - отклонение ЭДС генератора. Регулирование возбуждения на генераторах БТЭЦ выполнялось по каналам отклонения напряжения на шинах, производной напряжения, отклонения частоты, производной частоты, тока ротора.
Потребителями электроэнергии рассматриваемой СЭС являются коммунально-бытовые и промышленные нагрузки. Учитывая структуру потребителей, представление
различных составляющих нагрузки в соответствии с [24] производилось в целом по системе следующим образом: 50% - статические характеристики нагрузки по напряжению (полином второй степени) и частоте (полином первой степени); 30% - асинхронные двигатели; 20% - синхронные двигатели. При этом в каждом узле представлен индивидуальный состав нагрузки. Значения нагрузки в узлах схемы, изображенной на рис. 1, приведены в табл.2.
4. ВЕРИФИКАЦИЯ МОДЕЛИ
Для верификации модели динамики СЭС, основные составляющие которой представлены в разделе 3, выполнены исследования переходных процессов в системе при однофазном и трехфазном КЗ в обоих случаях с учетом автоматического повторного включения (АПВ) поврежденной линии. С целью иллюстрации характера динамики поведения СЭС приведем результаты расчетов для двух сценариев.
Сигналы дополнительных
каналов по взаимным _параметрам_
Рис. 3. Упрощенная модель автоматического регулятора возбуждения пропорционального действия для мини-теплоэлектроцентрали Fig. 3. Simplified model of automatic proportional excitation controller for mini-CHPP
ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4):781-794
Таблица 2. Нагрузки в узлах, показанных на схеме рис. 1
Table 2. Load at the nodes shown in the circuit (see fig. 1)
Номер узла P, МВт Q, МВАр Номер узла P, МВт Q, МВАр
5 50 20 85 1 0,8
9 7 1.5 94 1 0,8
10 7 1.8 95 1 0,8
11 50 20 613 1 0,8
12 70 27 614 1 0,8
20 60 20 713 1 0,8
80 8 4 714 1 0,8
84 1 0.8 211 28 23
1. Доаварийный режим от начала переходного процесса до 0,5 с; продолжительность однофазного КЗ от 0,5 с до 0,68 с; включение линии с помощью АПВ в 3,0 с.
2. Доаварийный режим от начала переходного процесса до 0,5 с; продолжительность трехфазного КЗ от 0,5 с до 0,68 с; включение линии с помощью АПВ в 1,5 с.
На рис. 4 и 5 приведена иллюстрация переходных процессов в СЭС для первого сценария, на рис. 6 и 7 - для второго сценария.
Анализ приведенных результатов расчетов переходных процессов СЭС позволяет сделать следующие выводы:
1. Полученные результаты качественно
не противоречат исследованиям других авторов [11, 24-27].
2. Расчеты показывают необходимость адекватного действительности представления нагрузок по крайней мере статическими характеристиками по напряжению (СХН), а при известном составе электроприемников -их реальными моделями. Это особенно важно для асинхронной нагрузки.
3. Проведенные исследования подтвердили вывод [11, 24, 26] о благоприятных условиях ресинхронизации для агрегатов мини-ТЭЦ, имеющих малые постоянные инерции их роторов (см. рис. 5). Целесообразно дополнительно исследовать эти процессы на более длительных интервалах времени с учетом возникающих во время таких процессов проблем, отмеченных в [11, 26].
4. Необходимо отметить важность обеспечения бесперебойного электроснабжения собственных нужд мини-ТЭЦ при их аварийном выделении на сбалансированную нагрузку, что позволит не только сохранить электроснабжение ответственных электроприемников потребителей, но и ускорит восстановление работоспособности агрегатов крупных электростанций при пуске их с нуля в случае потери питания собственных нужд (см. анализ системной аварии в ОЭС Востока 1 августа 2017 г. в [28]).
Рис. 4. Отклонения напряжений на шинах генераторов при однофазном коротком замыкании с автоматическим повторным включением на отходящей линии от базовой теплоэлектроцентрали Fig. 4. Voltage deviations on generator buses at single-phase short circuit with automatic reclosing
on the outgoing line of the basic CHPP
ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4):781-794
Рис. 5. Изменения углов роторов генераторов при однофазном коротком замыкании с автоматическим повторным включением на отходящей линии от базовой теплоэлектроцентрали Fig. 5. Generator rotor angle oscillations at single-phase short circuit with automatic reclosing on the outgoing line of the basic CHPP
Рис. 6. Отклонения напряжений на шинах генераторов при трехфазном коротком замыкании с автоматическим повторным включением на отходящей линии от базовой теплоэлектроцентрали Fig. 6. Voltage deviations on generator buses at three-phase short circuit with automatic reclosing on the outgoing line of the basic CHPP
ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4):781-794
Рис. 7. Изменения углов роторов генераторов при трехфазном коротком замыкании с автоматическим повторным включением на отходящей линии от базовой теплоэлектроцентрали Fig. 7. Generator rotor angle oscillations at three-phase short circuit with automatic reclosing on the outgoing line of the basic CHPP
5. ИЛЛЮСТРАЦИОННЫЙ СЦЕНАРИЙ ПРОТИВОАВАРИЙНОГО УПРАВЛЕНИЯ НАГРУЗКОЙ
Моделируемый сценарий выделения СЭС на изолированную работу состоит в следующем. Рассматривается режим суточного максимума нагрузки летнего рабочего дня с нагрузкой 327,2 МВт. При этом два агрегата БТЭЦ (ГТУ-2 и ГТУ-3) находятся в ремонте. Агрегаты мини-ТЭЦ работают с номинальной загрузкой. Недостающая электроэнергия для покрытия нагрузки в доаварийном режиме поступает из внешней ЭЭС.
Вследствие ложной работы устройств защиты на питающей подстанции 220-110 кВ происходит аварийное отключение выключателей 110 кВ линий, связывающих СЭС с внешней ЭЭС. В результате СЭС выделяется на изолированную работу с дефицитом мощности порядка 38% от общего электропотребления.
На рис. 8 в качестве примера показана динамика изменения напряжения и мощности нагрузки в одном из узлов СЭС, полученная в результате расчета переходного процесса (с
учетом концентрированной структуры схемы подобный характер процесса имеет место и в других узлах). В момент времени 0,5 с произошло выделение СЭС на изолированную работу с дефицитом мощности 126 МВт и резкое снижение напряжения в узле. При снижении напряжения в узле ниже 75% статистические характеристики нагрузки заменяются на PL = const, Ql = const согласно [23]. Поэтому потребляемая мощность в узле снизилась с 50 до 30 МВт. Частота достигла первой уставки автоматической частотной разгрузки (АЧР), которая сработала в 1,5 с, отключив 10% второстепенной нагрузки. При этом уровень напряжения частично восстановился, что в соответствии с СХН по напряжению привело к увеличению потребляемой мощности нагрузкой до 43 МВт. В момент времени 1,8 с сработала вторая очередь АЧР, отключив еще 20% нагрузки в системе. В результате к 2,0 с мощность, потребляемая нагрузкой в узле с учетом влияния СХН, а также АРВ генераторов электростанций и других элементов схемы, установилась около 36 МВт.
ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4):781-794
В момент времени 2,0 с сработала дополнительная автоматика управления нагрузкой в реальном времени, «переместив» некоторые электроприемники общей мощностью в узле величиной примерно 9 МВт на минимум графика нагрузки. В 2,3 с эта же автоматика подключила отключенных
ранее потребителей примерно на 6 МВт.
На этом действия АЧР и дополнительной автоматики закончились, и уровень потребляемой нагрузкой узла мощности установился примерно на 36 МВт. Частота после некоторых колебаний установилась на значении порядка 49,8 Гц (рис. 9).
Рис. 8. Динамика изменения напряжения (1) и потребляемой мощности (2) в одном из узлов системы электроснабжения Fig. 8. Dynamics of voltage (1) and consumed power (2) variation in one of the power supply system nodes
Рис. 9. Динамика частоты в системе Fig. 9. System frequency dynamics
ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4):781-794
6. ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Управление нагрузкой в реальном времени является эффективным способом повышения гибкости систем электроснабжения с РГ в аварийных ситуациях с выделением СЭС на изолированную работу. В статье рассмотрены основные принципы реализации новой автоматической системы управления нагрузкой. Проведенные исследования на примере СЭС с РГ продемонстрировали по-
ложительные результаты от «перемещения» части электроприемников с максимума нагрузки на минимум и возможность восстановления электроснабжения части ответственных потребителей, отключенных автоматической частотной разгрузкой. При этом оценка динамики изменения нагрузки и частоты показала значимость представления нагрузок при исследовании соответствующими моделями и характеристиками нагрузки.
Библиографический список
1. Волин Ю.М., Островский Г.М. Анализ гибкости сложных технических систем в условиях неопределенности // Автоматика и телемеханика. 2002. Вып. 7. С. 92-106.
2. Cochran J., Miller M., Zinaman O., Milligan M., Arent D., Palmintier B., et al. Flexibility in 21st Century power systems // 21st Century Power Partnership. 2014. [Электронный ресурс]. URL: https://www.nrel.gov/docs/fy14osti/61721.pdf (28.02.2020).
3. Bucher M.A., Delicaraoglou S., Heussen K., Pinson P., Andersson G. On quantification of flexibility in power systems // IEEE PowerTech. 2015. [Электронный ресурс]. URL: https://ieeexplore.ieee.org/document/7232514 (28.02.2020). https://doi.org/10.1109/PTC.2015.7232514
4. Lund P.D., Lindgren J., Mikkola J., Salpakari J. Review of energy system flexibility measures to enable high levels of variable renewable electricity // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2015. Vol. 45. Р. 785-807. https://doi.org/10.1016/j.rser.2015.01.057
5. Zhao Jinye, Zheng Tongxin, Litvinov E. A Unified Framework for Defining and Measuring Flexibility in Power System // IEEE Transactions on Power Systems. 2016. Vol. 31. Issue 1. Р. 339-341.
https://doi.org/10.1109/TPWRS.2015.2390038
6. Voropai N.I., Rehtanz Ch. Flexibility and Resiliency of Electric Power Systems: Analysis of Definitions and Content // International Workshop on Flexibility and Resiliency Problems of Electric Power Systems: EPJ Web Conference. 2019. Vol. 217. [Электронный ресурс]. URL: https://www.epj-
conferences.org/articles/epjconf/abs/2019/22/epjconf_freps 18_01018/epjconf_freps 18_01018.html (28.02.2020). https://doi.org/10.1051/epjconf/201921701018
7. Швеция: 100% ВИЭ к 2040 г. [Электронный ресурс]. URL: http://renen.ru/shvetsiya-100-vie-k-2040-g/ (23.02.2020).
8. Canada can transition to renewable energy in just a few decades, says Stanford University professor // Global News [Электронный ресурс]. URL: https://globalnews.ca/news/2753959/canada-can-transition-to-renewable-energy-in-just-a-few-decades-says-stanford-university-professor/ (23.02.2020).
9. Энергетическая стратегия России на период до 2035 года [Электронный ресурс]. URL: www.energystrategy.ru/ab_ins/source/ES-2035_09_2015.pdf (23.02.2020).
10. Распределенная генерация знает себе цену [Электронный ресурс]. URL: http://ntc-msk.ru/assets/upload/docs/analytics/raspredelennaya-generaciya-znaet-sebe-cenu.pdf (23.02.2020).
11. Илюшин П.В., Куликов А.Л. Автоматика управления нормальными и аварийными режимами энергорайонов с распределенной генерацией. Н. Новгород: Изд-во РАНХиГС, 2019. 364 с.
12. Андранович Б., Бинько Г.Ф., Грабчак Е.П., Жуков А.В., Купчиков Т.В., Миляев Р.Г. [и др.] Организация противоаварийного управления при аварийном дефиците мощности в изолированной энергосистеме // Известия НТЦ Единой энергетической системы. 2019. № 2. C. 6-13.
13. Chen Yu, Xu Zhao, Ostergaard J. Frequency analysis for planned islanding operation in the Danish distribution system - Bornholm // Proceedings of 43rd International Universities Power Engineering Conference (Padova, 1-4 September 2008). Padova: IEEE; 2008. [Электронный ресурс]. URL:
https://ieeexplore.ieee.org/document/4651467 (23.02.2020).
https://doi.org/10.1109/UPEC.2008.4651467
14. Nourollah S., Charehpetian G.B. Coordinated Load Shedding Strategy to Restore Voltage and Frequency of Microgrid to Secure Region // IEEE Transactions on Smart Grid. 2019. Vol. 10. Issue 4. P. 4360-4368. https://doi.org/10.1109/TSG.2018.2857840
15. Vadi S., Padmanaban S., Bayindir R., Blaabjerg F., Mihet-Popa L. A Review on Optimization and Control Methods Used to Provide Transient Stability in Microgrids // Energies. 2019. Vol. 12. Issue 18. [Электронный ресурс]. URL: https://www.mdpi.com/1996-1073/12/18/3582 (23.02.2020). https://doi.org/10.3390/en12183582
16. Khan M.T. A review of electrical energy management techniques: supply and consumer side (industries) // Journal of Energy in Southern Africa. 2009. Vol. 20. No. 3. P. 312-336. https://doi.org/10.17159/2413-3051/2009/v20i3a3304
ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4):781-794
17. Tofis Y., Yiasemi Y., Kyriakides E. A Plug-and-Play Selective Load Shedding Scheme for Power Systems // IEEE Systems Journal. 2017. Vol. 11. Issue 4. P. 2864-2871. https://doi.org/10.1109/JSYST.2015.2451219
18. Yan Jiongcheng, Li Changgang, Liu Yutian. Adaptive load shedding method based on power imbalance estimated by ANN // TENCON 2017 - Region 10 Conference. 2017. [Электронный ресурс]. URL: https://ieeexplore.ieee.org/document/8228375 (23.02.2020).
https://doi.org/10.1109/TENCON.2017.8228375
19. Guo J., Chaudhuri B., Hui Shu Yuen Ron. Flexible Demand Through Point-of-Load Voltage Control in Domestic Sector // IEEE Transactions on Smart Grid. 2019. Vol. 10. Issue 4. P. 4662-4672. https://doi.org/10.1109/TSG.2018.2866369
20. Yang Xiaodong, Zhang Youbing, He Haibo, Ren Shuaijie, Weng Guoqing. Real-Time Demand Side Management for a Microgrid Considering Uncertainties // IEEE Transactions on Smart Grid. 2019. Vol. 10. Issue 3. P. 3401-3414. https://doi.org/10.1109/TSG.2018.2825388
21. Кучеров Ю.Н., Иванов А.В., Корев Д.А., Уткин Н.А., Жук А.З. Развитие технологий активного потребителя и их интеграция в электрическую сеть общего пользования // Энергетическая политика. 2018. Вып. 5. С. 73-86.
22. Quint R., Dangelmaier L., Green I., Edelson D., Ga-nugula V., Kaneshiro R., et al. Transformation of the Grid: The Impact of Distributed Energy Resources on Bulk Power Systems // IEEE Power and Energy Magazine. 2019. Vol. 17. Issue 6. P. 35-45. https://doi.org/10.1109/MPE.2019.2933071
23. Программные комплексы RastrWin, RastrWin3, Bars, Lincor, Rustab, RastrKZ, RastrMDP [Электронный ресурс]. URL: www.rastrwin.ru (23.02.2020).
24. Гуревич Ю.Е., Илюшин П.В. Особенности расчетов режимов в энергорайонах с распределенной генерацией. Н. Новгород: Изд-во РАНХиГС, 2018. 280 с.
25. Chulyukova M., Voropai N. Flexibility Enhancement in an Islanded Distribution Power System by Online Demand-Side Management // International Workshop on Flexibility and Resiliency Problems of Electric Power Systems: EPJ Web Conference. 2019. Vol. 217. [Электронный ресурс]. URL: https://www.epj-confer-
ences.org/articles/epjconf/abs/2019/22/epjconf_freps18_0 1020/epjconf_freps18_01020.html (28.02.2020).
https://doi.org/10.1051/epjconf/201921701020
26. Илюшин П.В., Чусовитин П.В. Современные подходы к ликвидации асинхронных режимов объектов распределенной генерации с учетом их конструктивных особенностей // Релейная защита и автоматизация. 2014. № 4. С. 16-23.
27. Наволочный А.А., Нудельман Г.С., Онисова О.А. Устойчивость электроэнергетических систем с распределенной генерацией // РЕЛАВЭКСПО - 2013: релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем России: сб. докл. науч.-практ. конф. (г. Чебоксары, 23-26 апреля 2013 г.). Чебоксары: СРЗАУ, 2013. С. 15-16.
28. Воропай Н.И., Чулюкова М.В. Анализ развития системной аварии в ОЭС Востока 1 августа 2017 г. // Электричество. 2018. № 5. С. 28-32. http://doi.org/10.24160/0013-5380-2018-5-28-32
References
1. Volin YuM, Ostrovsky GM. Flexibility Analysis of Complex Technical Systems under Uncertainty. Avtomatika i telemehanika = Automatics and Remote Control. 2002;7:92-106. (In Russ.)
2. Cochran J, Miller M, Zinaman O, Milligan M, Arent D, Palmintier B, et al. Flexibility in 21st Century Power Systems. 21st Century Power Partnership. 2014. Available from: https://www.nrel.gov/docs/fy14osti/61721.pdf [Accessed 28th February 2020].
3. Bucher MA, Delicaraoglou S, Heussen K, Pinson P, Andersson G. On Quantification of Flexibility in Power Systems. In: IEEE PowerTech. 2015. Available from: https://ieeexplore.ieee.org/document/7232514 [Accessed 28th February 2020].
https://doi.org/10.1109/PTC.2015.7232514
4. Lund PD, Lindgren J, Mikkola J, Salpakari J. Review of Energy System Flexibility Measures to Enable High Levels of Variable Renewable Electricity. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2015;45:785-807. https://doi.org/10.1016/j.rser.2015.01.057
5. Zhao Jinye, Zheng Tongxin, Litvinov E. A Unified Framework for Defining and Measuring Flexibility in Power System. IEEE Transactions on Power Systems. 2016;31(1): 339-341.
https://doi.org/10.1109/TPWRS.2015.2390038
6. Voropai NI, Rehtanz Ch. Flexibility and Resiliency of Electric Power Systems: Analysis of Definitions and Content. In: International Workshop on Flexibility and Resiliency Problems of Electric Power Systems: EPJ Web Conference. 2019;217. Available from: https://www.epj-conferen-
en-
ces.org/articles/epjconf/abs/2019/22/epjconf_freps18_010 18 /epjconf_freps18_01018.html [Accessed 28th February 2020]. https://doi.org/10.1051/epjconf/201921701018
7. Sweden: 100% Renewable Energy by 2040. Available from: http://renen.ru/shvetsiya-100-vie-k-2040-g/ [Accessed 23rd February 2020].
8. Canada can Transition to Renewable Energy in Just a Few Decades, Says Stanford University Professor. Global News. Available from:
https://globalnews.ca/news/2753959/canada-can-transition-to-renewable-energy-in-just-a-few-decades-says-stanford-university-professor/ [Accessed 23rd February 2020].
9. The Energy Strategy of Russia for the Period up to 2035. Available from:
www.energystrategy.ru/ab_ins/source/ES-2035_09_2015.pdf [Accessed 23rd February 2020].
10. Distributed Generation is Aware of its Worth. Available
ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4):781-794
from: http://ntc-msk.ru/assets/upload/docs/analytics/ raspredelennaya-generaciya-znaet-sebe-cenu.pdf [Accessed 23rd February 2020].
11. Ilyushin PV, Kulikov AL. Automatic control of normal and emergency modes of power districts with distributed generation. Nizhny Novgorod: The Russian Presidental Academy of National Economy and Public Administration; 2019, 364 p. (In Russ.)
12. Andranovich B, Binko GF, Grabchak EP, Zhukov AV, Kupchikov TV, Milyev RG, et al. Organization of Emergency Control in Case of Power Imbalance in an Isolated Electric Power System. Izvestiya NTC edinoj energetich-eskoj sistemi = STC of Unified Power System Proceedings. 2019;2:6-13. (In Russ.)
13. Chen Yu, Xu Zhao, Ostergaard J. Frequency Analysis for Planned Islanding Operation in the Danish Distribution System - Bornholm. In: 43rd International Universities Power Engineering Conference. 1-4 September 2008, Padova. Padova: IEEE; 2008. Available from: https://ieeexplore.ieee.org/document/4651467 [Accessed 23rd February 2020].
https://doi.org/10.1109/UPEC.2008.4651467
14. Nourollah S, Charehpetian GB. Coordinated Load Shedding Strategy to Restore Voltage and Frequency of Microgrid to Secure Region. IEEE Transactions on Smart Grid. 2019;10(4):4360-4368. https://doi.org/10.1109/TSG.2018.2857840
15. Vadi S, Padmanaban S, Bayindir R, Blaabjerg F, Mi-het-Popa L. A Review on Optimization and Control Methods used to Provide Transient Stability in Microgrids. Energies. 2019; 12(18). Available from: https://www. mdpi.com/1996-1073/12/18/3582 [Accessed 23rd February 2020]. https://doi.org/10.3390/en12183582
16. Khan MT. A Review of Electrical Energy Management Techniques: Supply and Consumer Side (Industries). Journal of Energy in Southern Africa. 2009;20(3):312-336. https://doi.org/10.17159/2413-3051/2009/v20i3a3304
17. Tofis Y, Yiasemi Y, Kyriakides E. A Plug-and-Play Selective Load Shedding Scheme for Power Systems. IEEE Systems Journal. 2017;11(4):2864-2871. https://doi.org/10.1109/JSYST.2015.2451219
18. Yan Jiongcheng, Li Changgang, Liu Yutian. Adaptive Load Shedding Method Based on Power Imbalance Estimated by ANN. In: TENCON 2017 - Region 10 Conference. 2017. Available from:
https://ieeexplore.ieee.org/document/8228375 [Accessed 23rd February 2020].
https://doi.org/10.1109/TENCON.2017.8228375
19. Guo J, Chaudhuri B, Hui Shu Yuen Ron. Flexible Demand through Point-of-Load Voltage Control in Domestic Sector. IEEE Transactions on Smart Grid. 2019; 10(4):4662-4672. https://doi.org/10.1109/TSG.2018.2866369
Критерии авторства
Воропай Н.И., Чулюкова М.В. заявляют о равном участии в получении и оформлении научных результатов и в равной мере несут ответственность за плагиат.
20. Yang Xiaodong, Zhang Youbing, He Haibo, Ren Shuaijie, Weng Guoqing. Real-Time Demand Side Management for a Microgrid Considering Uncertainties. IEEE Transactions on Smart Grid. 2019;10(3):3401-3414. https://doi.org/10.1109/TSG.2018.2825388
21. Kucherov YuN, Ivanov AV, Korev DA, Utkin NA, Zhuk AZ. Development of Active Consumer Technologies and their Integration into the Public Electric Network. Energet-icheskaya politika = Energy policy. 2018;5:73-86. (In Russ.)
22. Quint R, Dangelmaier L, Green I, Edelson D, Ga-nugula V, Kaneshiro R, et al. Transformation of the Grid: the Impact of Distributed Energy Resources on Bulk Power Systems. IEEE Power and Energy Magazine. 2019;17(6):35-45.
https://doi.org/10.1109/MPE.2019.2933071
23. RastrWin, RastrWin3, Bars, Lincor, Rustab, RastrKZ, RastrMDP Software Packages. Available from: www.rastrwin.ru [Accessed 23rd February 2020].
24. Gurevich YuE, Ilyushin PV. Features of Mode Calculation in Energy Areas with Distributed Generation. Nizhny Novgorod: The Russian Presidental Academy of National Economy and Public Administration; 2018, 280 p. (In Russ.)
25. Chulyukova M, Voropai N. Flexibility Enhancement in an Islanded Distribution Power System by Online Demand-Side Management. In: International Workshop on Flexibility and Resiliency Problems of Electric Power Systems; EPJ Web Conference. 2019;217. Available from: https://www.epj-
conferen-en-
ces.org/articles/epjconf/abs/2019/22/epjconf_freps18_010 20/epjconf_freps18_01020.html [Accessed 28th February 2020]. https://doi.org/10.1051/epjconf/201921701020
26. Ilyushin PV, Chusovitin PV. Novel Approaches to Prevent Out-Of-Step Operation of Distributed Generation Units with Construction Features taken into Account. Relejnaya zashchita i avtomatizaciya = Relay Protection and Automation. 2014;4(17):16-23. (In Russ.)
27. Navolochny AA, Nudelman GS, Onisova OA. Stability of Electric Power Systems with Distributed Generation. In: RELAVEKSPO - 2013; relejnaya zashchita i avtomatizaciya elektroenergeticheskih sistem Rossii; sbornik dokladov nauchno-prakticheskoj konferencii = RELAVEX-PO - 2013: Relay Protection and Automation of Russian Electric Power Systems: Collected reports of the scientific and practical conference. 23-26 April 2013, Cheboksary. Cheboksary: SRZAU; 2013, p. 15-16. (In Russ.)
28. Voropai NI, Chulyukova MV. Analysis of the System Collapse occurred in the UES East Power Pool on August 1, 2017. Elektrichestvo. 2018;5:28-32. (In Russ.) http://doi.org/10.24160/0013-5380-2018-5-28-32
Authorship criteria
Voropai N.I., Chulyukova M.V. declare equal participation in obtaining and formalization of scientific results and bear equal responsibility for plagiarism.
ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4):781-794
Конфликт интересов
Aвторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.
Все авторы прочитали и одобрили окончательный вариант рукописи.
СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ
Воропай Николай Иванович,
доктор технических наук, профессор,
член-корреспондент РАН,
Институт систем энергетики
им. Л.А. Мелентьева CO РАН,
664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130, Россия;
Г ! e-mail: voropai@isem.irk.ru
Чулюкова Маргарита Валерьевна,
аспирант,
Амурский государственный университет,
675027, г. Благовещенск, Игнатьевское шоссе, 21,
Россия;
e-mail: margarita_kaigor@inbox.ru
Conflict of interests
The authors declare that there is no conflict of interests regarding the publication of this article.
The final manuscript has been read and approved by all the co-authors.
INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Nikolai I. Voropai,
Dr. Sci. (Eng.), Professor, Corresponding Member of RAS, Melentiev Energy Systems Institute SB RAS, 130, Lermontov St., Irkutsk 664033, Russia, I ! e-mail: voropai@isem.irk.ru
Margarita V. Chulyukova,
Postgraduate Student, Amur State University,
21, Ignatievskoe Highway, Blagoveshchensk 675027, Russia,
e-mail: margarita_kaigor@inbox.ru
ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4):781-794
