Разработка подсистемы восстановления нормального режима комплексной автоматики управления локальной системой энергоснабжения

Во введении представлена общая характеристика работы, обоснована актуальность темы, сформулированы цели и задачи исследования, представлены научная новизна, теоретическая и практическая значимость результатов, внедрение и апробация полученных результатов, сформулированы выносимые на защиту положения.
В первой главе выполнен анализ способов восстановления электроснабжения и восстановления НР в централизованной электроэнергетической системе. Задачей восстановления электроснабжения является возвращение системы в режимную область, где электрические параметры находятся в допустимых диапазонах, а задача восстановления НР сводится к переводу системы из области послеаварийных режимов в режимную область, где обеспечено качественное и надежное электроснабжение.
Восстановление электроснабжения в ЭС это многоцелевая, многошаговая, многопараметрическая и с большим числом ограничений оптимизационная задача.
Целью восстановления электроснабжения является восстановление отключенных во время аварии в электрической сети потребителей, путем изменения топологической структуры электрической сети, использования резервов мощности с учетом режимных и эксплуатационных ограничений.
К режимным ограничениям относятся ограничения вида: Ограничения на выдаваемую генераторами мощность
≤ < , ∈ ≤ < , ∈ где количество генераторов, входящих в ЭС Балансовые ограничения в узлах сети − ∑ ( cos + sin )=0 =1 − ∑ ( sin − cos )=0 =1 где и активная и реактивная мощность, поступающие в i-тый узел, и активные и реактивные проводимости между узлами i и j, фаза напряжения между узлами i и j. К эксплуатационным сетевым ограничениям относятся ограничения вида: Ограничения на уровни напряжения в узлах ЭС ≤ < , ∈ где количество узлов в ЭС Ограничения на перетоки в ЛЭП | |≤ , ∈ где количество ЛЭП в ЭС, - переток - в линии Решить задачу выбора стратегии восстановления электроснабжения можно с применением различных подходов: экспертные системы, нечеткая логика, мультиагентные системы, эвристический поиск и математическое программирование. В традиционных ЭС восстановление электроснабжения возложено на следующие виды автоматик: АПВ, ЧАПВ, АВР. Восстановление НР обеспечивает диспетчерский и оперативный персонал, то есть происходит ручное восстановление НР. Включение локальных систем энергоснабжения – системы энергоснабжения, в основе которых лежит малая генерация с собственной сетевой инфраструктурой, в контуры управления системного оператора требует значительных капиталовложений. Малозатратным способом интеграции ЛСЭ в электрические сети является создание комплексной автоматики, осуществляющей независимое от централизованной системы управления нормальными, аварийными режимами объекта с малой генерацией, реконфигурацию его сети и изменение состава включенного оборудования. Данная автоматика позволит предотвратить возникновения недопустимых динамических моментов на валах синхронных генераторов МГ и асинхронных режимов при их параллельной работе, обеспечить снижение отключаемых токов КЗ, снижение величин мощностей (объемов) отключаемых нагрузок и генераторов для предотвращения развития аварий, снижение потребности в телеметрической информации и в целом упрощение РЗиА ЛСЭ. Кроме этого, комплексная автоматика управления режимом ЛСЭ позволит решить сложившуюся ситуацию с недоиспользованием огромного потенциала распределенных малых источников энергии. Одной из частей такой автоматики является подсистема восстановления НР, которая осуществляет управление процессом «собирания» системы, путем изменения ее топологии и режимов генераторов. ЛСЭ может включаться в электрическую сеть через одну или несколько подстанций примыкания, кроме этого несколько ЛСЭ могут быть расположены территориально близко, и тогда возможно создать мини энергосистему из ЛСЭ, которая будет работать автономно или параллельно с внешней электрической сетью. В диссертации было рассмотрено подключение ЛСЭ через одну ПС примыкания, схема выдачи мощности для этого случая представлена на рисунке 1. Рисунок 1 – Схема присоединения ЛСЭ к внешней электрической сети Следует отметить, что, имея две синхронных связи с внешней сетью, ЛСЭ необходимо делить на две подсистемы, чтобы избежать шунтирования внешней сети сетью ЛСЭ. Также возможны режимы, когда ЛСЭ будет иметь только 1 точку для параллельной работы (одна из синхронных связей находится в резерве). На рисунке 1 показаны 2 сечения для деления, по которым будет происходить сбалансированное отделение ЛСЭ от внешней сети в зависимости от балансовой ситуации внутри ЛСЭ. Во второй главе рассмотрены существующие методы решения задачи восстановления НР, а также предложен метод восстановления НР ЛСЭ методом динамического программирования с использованием маршрутных карт состояний ЛСЭ. Как известно, задачу восстановления НР можно представить математической моделью на графе. Граф будет являться взвешенным и ориентированным, его узлы — различные режимные состояния, а ребра переходы между этими состояния, причем у каждого перехода есть своя “стоимость”. Для поиска оптимальной траектории требуется решить задачу поиска кратчайшего пути (в варианте задачи о дилижансах). Для решения данного типа применяют либо эвристические алгоритмы (алгоритм Дейкстры, алгоритм А звездочка, алгоритм Ли), либо динамическое программирование (алгоритм Флойда- Уоршелла, алгоритм Форда-Беллмана). Эвристические алгоритмы определяют локальный оптимум, в то время как алгоритмы динамического программирования находят глобальный оптимум. Для задачи восстановления НР не всегда локальный оптимум совпадает с глобальным, поэтому для решения данной задачи в диссертации применяется динамическое программирование. В основе метода ДП лежит принцип оптимальности Беллмана, который формулируются следующим образом: Каково бы ни было состояние системы в результате какого-либо числа шагов, на ближайшем шаге нужно выбирать управление таким образом, чтобы оно в совокупности с оптимальным управлением на всех последующих шагах приводило к оптимальному выигрышу на всех оставшихся шагах, включая данный. Из данного принципа следует уравнение Беллмана, ( )= { ( , )+ ( ( , ))}, −1 −1 +1 −1 где минимум берется по всем возможным решениям в ситуации, когда система на шаге i находится в состоянии −1. Вычислительная процедура метода ДП распадается на два этапа. Первый этап - обратная прогонка или условная оптимизация, где в соответствии с функциональным уравнением определяются оптимальные управления для всех возможных состояний на каждом шаге, начиная с последнего, так как для последнего шага известна стоимость траектории – она равна 0. Второй этап прямая прогонка или безусловная оптимизация, где шаги рассматриваются, начиная с первого. Поскольку исходное состояние 0 известно, выбирается оптимальное управление из множества 1 . Выбранное оптимальное управление 1∗ приводит систему во вполне определенное состояние 1. Благодаря тому, что исходное состояние 1 в начале второго шага известно, становится возможным выбрать оптимальное управление на втором шаге 2∗ и т. д. Таким образом, строится цепь взаимосвязанных решений безусловной оптимизации. Маршрутная карта состояний для ЛСЭ, представленной на рисунке 1, имеет 4 НР: 3 НР параллельной работы для 1 и 2 точек параллельной работы, и нормальный режим автономный работы, 7 – “ущербных” режимов, 8 – режимов с выделением нагрузки на питание от внешней сети, 3 – режима со сбалансированным отделением одной из полустанций от внешней сети. Под ущербным режимом следует понимать такой режим ЛСЭ, в котором нет достаточного резерва мощности на полустанциях или имеются отключенные потребители, или режимные параметры находятся за пределами длительно допустимых диапазонов. Ненормальные состояния могут возникать как в результате спорадических нарушений аварийного характера, так и в процессах реконфигурации структуры ЛСЭ и ее внешних связей при оперативном или автоматическом управлении при восстановлении нормальных режимов или переходах из режима параллельной работы в изолированный и обратно. Маршрутные карты восстановления НР автономной и параллельной работы, представлены на рисунках 2-3. 2.1 3.1 2.2 3.2 5.1 5.2 1.1. 1.2 1.3 4.1 2.3 2.4 2.5 2.6 3.3 3.4 4.2 5.3 4.3 5.4 3.5 3.6 Рисунок 2 – Маршрутная карта переходов (смены состояний) при запрете параллельной работы и восстановлении НР автономной работы (желтым показаны ущербные состояния, красная стрелка означает что часть нагрузки ЛСЭ переведена на питание от внешней сети) 2.1 3.1 2.2 3.2 5.1 5.2 5.3 1.1. 4.1 2.3 3.3 1.2 4.2 2.4 3.4 1.3 4.3 5.4 2.5 3.5 2.6 3.6 Рисунок 3 – Маршрутная карта переходов (смены состояний) при восстановлении НР параллельной работы Задача выбора маршрута для реконфигурации ЛСЭ Целевые (конечные) состояния определяются целями управления, возможностями их достижения и критериями предпочтительности маршрутов. Так, состояние 1.2 предпочтительно для реализации максимального обмена мощностью с внешней электрической сетью, т.к. использует пропускную способность обеих связей ЛСЭ с внешней электрической сетью, а 1.1 и 1.3 более приспособлены для переводов ЛСЭ в изолированный режим. В зависимости от балансов мощности в целой ЛСЭ и ее частях (с полустанциями), наличии разрешения или запрета параллельной работы при реконфигурации структуры ЛСЭ определяются как маршруты, так и целевые состояния ЛСЭ в соответствии с критериями предпочтительности. Все критерии принятия решений по оптимальной траектории восстановления НР можно разделить на две группы: выгодные для собственников ЛСЭ, выгодные для потребителей. Критерий минимума действий с выключателями снижает издержки на эксплуатацию оборудования, а также повышает надежность переходов, так как для перехода требуется минимально возможное количество взаимодействий с оборудованием. Этот критерий относится к первой группе критериев. Другим критерием, выгодным для собственников, является критерий минимального количества операций синхронизации: ( ) = min ( синхр). Время, когда произойдет точная синхронизация — это величина случайная, обусловленная многими факторами. Синхронизация может произойти как быстро, так и затянуться во времени, плюс всегда существует малая вероятность, что синхронизация может быть с ошибкой и произойдет несинхронное включение двух источников энергии. Поэтому важно найти траекторию для восстановления НР, движение по которой будет происходить с небольшим количеством операций синхронизации. Минимизация ущербных состояний (с выходом режимных параметров за границу длительно-допустимых значений) также относится к группе критериев, выгодных для собственников ЛСЭ: ( ) = min ( ущерб). Критерием может быть максимум надежности ЛСЭ при переходе: ( ) = ( ) . Выгодными для потребителей критериями являются минимум времени восстановления электроснабжения или минимум ограничений электропотребления. ( ) = m ( ) вост ( ) = m ( ) огр Данными критериями следует пользоваться, если к ЛСЭ будут подключены ответственные потребители (больницы, полицейские участки и т.д.), для которых важна скорость и объемы восстановления. Пример определения маршрута восстановления нормального режима автономной работы по критерию минимальности времени восстановления ЛСЭ исходно находится в состоянии 1.2, подсистема 1 имеет резерв, достаточный для самобаланса по внешнему сечению, а также холодный резерв для самобаланса совместно с подсистемой 2 по внутреннему сечению. Подсистема 2 не имеет достаточного резерва для самобаланса даже по внутреннему сечению, но имеет в достаточном объеме холодный резерв для самобаланса по внутреннему сечению. Исходя из балансовых условий, в исходном режиме системная автоматика обеспечивает готовность к спорадическому отделению подсистемы 2 от внешней сети по внешнему сечению, а подсистемы 1 по внутреннему. Для каждого одношагового перехода было определено время, которое требуется для проведения всех необходимых технологических операций по смене состояния (таблица 1). Например, для перехода из состояния 4.2 – 5.3 требуется синхронизация подсистем на пониженной частоте длительностью 30 секунд и ввод резерва в подсистеме 1 – 300 секунд. Поиск оптимальной траектории будет состоять из 3 шагов, согласно принципу Беллмана, начнем с конца. На третьем шаге определены траектории для состояний 4.2, 3.2, 4.3, на втором шаге определены траектории для состояний 2.2 и 2.4, на первой шаге траектория для состояния 1.2. 13 Таблица 1 – Время технологических операций Операции Синхронизация подсистем на пониженной частоте Синхронизация подсистем на номинальной частоте Ввод резерва Сбалансированное отделение подсистемы без ввода резерва Сбалансированное отделение подсистемы с вводом резерва Отделение подсистемы 1 от внешней сети Разгрузка внешнего сечения до нуля Функциональные уравнения Беллмана представлены ниже: t, с 15 5 1 ШАГ 3 ШАГ 2 ШАГ 1 4.2 3.3 4.3 2.2 2.4 1.2 = { 4.2−5.3 = { 3.3−5.3 = { 4.3−5.3 + }={330+0}=330 5.3 + }={330+0}=330 5.3 + }={315+0}=315 5.3 + = { 2.2−4.2 4.2}={ 5+330 }=335 + 300+330 2.2−3.3 3.3 + = { 2.4−3.3 3.3} = {5 + 330}=316 + 1+315 2.4−4.3 4.3 + = { 1.2−2.2 2.2}={1+335}=332 + 16+316 1.2−2.4 2.4 Второй этап поиска оптимальной траектории включает прямую прогонку. Начинаем движение из состояния 1.2, минимальное время равняется 332 секунды, и это время достигается путем перехода в состояние 2.4. В состоянии 2.4 минимальное время составляет 316 секунд, и оно достигается путем перехода в состояния 4.3, а из состояния 4.3 переход в состояние 5.3 длится 315 секунд. В итоге оптимальным маршрутом является траектория 1.22.44.35.3. Пример определения маршрута восстановления нормального режима параллельной работы по критерию минимального числа операций с синхронизацией генераторов и частей ЛСЭ На рисунке 4 представлена маршрутная карта переходов при штатном восстановлении изолированной работы, весами является количество операций синхронизации, которые нужно совершить чтобы перейти из одного состояния в другое. Псевдокод алгоритма определения траекторий представлен на рисунке 5. 2.1 3.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 1 3.2 3.3 3.5 3.6 0 5.1 5.2 5.3 5.4 1.1. 1.2 1.3 3.4 4.1 4.2 4.3 1 1 Рисунок 4 – Маршрутная карта переходов (смены состояний) при отсутствии запрета параллельной работы и восстановлении нормального режима параллельной работы с маршрутами по критерию минимальности операций синхронизации Начало Function (n, prices_new, prices_old) if (n==0): return prices_old else: for 0 to n if matrix_inc[n][i] != 0: prices_new[i]=matrix[n][i]+prices_old[n] for 0 to n: if prices_old[i]==0: prices_old[i]=prices_new[i] //вход в рекурсивную функцию //перебор строки матрицы инциденций текущего узла //определение стоимости всех инцидентных узлу n узлов // определение минимальной стоимости узла 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. Рисунок 5 – Алгоритм поиска оптимальной траектории методом динамического программирования else if prices_new[i] н н с коэффициентом н , определяет минимально достаточный состав генераторов электростанции для покрытия максимума собственной нагрузки ЛСЭ (3 и 4);
 вводит генераторы 3,4 в состав генераторов группового регулирования мощности с поддержанием нулевого перетока по сечению S1, что обеспечивает следование генерации электростанции за собственной нагрузкой ЛСЭ.
При условии, что не все генераторы электростанции были включены и введены в режим следования генерации электростанции за собственной нагрузкой, блок управления 23:
 с целью максимального использования установленной мощности электростанции для выработки электроэнергии ( г → ) с учетом ограничения на передаваемую мощность по сечению S1, определяет минимально достаточный состав генераторов электростанции (1,2) для выдачи в приемную энергосистему мощности, максимально близкой к разрешённой обменной мощности с приемной энергосистемой 26, но не превосходящую её;
 включает на параллельную работу с синхронизацией отключённые генераторы 1,2 и загружает их до суммарного уровня, равного уставке задатчика выдачи мощности в приёмную энергосистему 26, выбранной при соблюдении условия выд < о.разр – не превышения над разрешённой обменной мощности электростанции с приемной энергосистемой 26 и условия выд < расп – не превышения над суммарной располагаемой мощностью генераторов, включённых в режим выдачи мощности в приемную энергосистему 26;  переводит генераторы, входящие в состав генераторов группового регулирования мощности 3,4, в режим поддержания перетока по сечению S1, равного выд ( г1,г2 − выд = 0 ), что обеспечивает следование генерации электростанции за собственной нагрузкой и поддержание стабильности мощности, выдаваемой электростанцией в приёмную энергосистему 26. В результате генераторы 1 и 2 загружены до суммарного уровня г1 + г2, равного уставке задатчика выдачи мощности в приёмную энергосистему 26, выбранной при соблюдении условия ( г1 + г2 < о.разр ) не превышения разрешённой обменной мощности электростанции с приемной энергосистемой 26. По сравнению с режимом изолированной работы, использование установленной мощности электростанции выше на величину г1 + г2 , ограниченно условием выдачи максимальной мощности в приемную энергосистему г1 + г2 < о.разр. b. При возникновении нарушений электрических связей электростанции и приёмной энергосистемы или нормального режима Деление электрической связи электростанции и энергосистемы 26 производится по фиксированному сечению S1 в электрической сети электростанции отключением выключателя 12 с одновременной аварийной разгрузкой и отключением от сборной шины 5 выключателями 6 и 7 генераторов 1 и 2, работавших в режиме выдачи мощности г1 + г2 < о.разр в энергосистему 26. При отключении выключателя 12 и генераторов 1 и 2 Блок управления 23 даёт команду групповому регулятору активной мощности 24 на перевод генераторов 3 и 4 в режим регулирования частоты. В результате электростанция отделяется от энергосистемы 26 сбалансировано ( г1 + г2 = н ) с количеством генераторов и выдаваемой ими мощностью, обеспечивающими бесперебойность электроснабжения потребителей. c. При возникновении запрета на параллельную работу электростанции и приёмной энергосистемы Запрет параллельной работы электростанции с приёмной энергосистемой поступает на блок управления 23 по каналу связи 15 от приёмной энергосистемы 26 или сформированным локально на электростанции. Блок управления 23:  разгружает генераторы 1 и 2 до нуля, контролируя мощность в точках измерений 6, 7 и 12;  даёт команды на отключение выключателя 12, разрывая электрическую связь электростанции и приёмной энергосистемы 26 по линии электропередачи 14 по фиксированному сечению S1 в электрической сети электростанции, и отключение выключателей 6 и 7 генераторов 1 и 2 от сборной шины электростанции 5;  даёт команду групповому регулятору активной мощности 24 на перевод генераторов 3 и 4 в режим регулирования частоты. Электростанция отделяется от энергосистемы 26 сбалансировано ( г3 + г4 = н) с количеством генераторов и мощностью, обеспечивающими бесперебойность электроснабжения потребителей ( г > н н ) с учётом погрешности измерений и ошибки прогнозирования мощности на текущем интервале времени постоянства состава включенных в работу генераторов.
d. При восстановлении условий параллельной работы (снятии запрета на параллельную работу) электростанции и приёмной энергосистемы, и нормальности напряжения на шинах приемной энергосистемы
Снятие запрета параллельной работы электростанции с приёмной энергосистемой поступает на блок управления 23 по каналу связи 15.
Блок управления 23 даёт команду синхронизатору 25 для выполнения активной синхронизации электростанции с приёмной энергосистемой 26 путем группового регулирования мощности генераторов 3 и 4.
При выполнении условий точной синхронизации между электростанцией и приёмной энергосистемой 26 синхронизатор даёт команду на включение выключателя 12, создавая электрическую связь электростанции и приёмной энергосистемы 26 по линии электропередачи 14.
После включения электростанции на параллельную работу с приемной энергосистемой 26 блок управления 23:
 включает с синхронизацией ранее отключенные генераторы 1 и 2, выделенные для режима выдачи постоянной мощности, равной уставке задатчика выдачи мощности 22 в приёмную энергосистему 26;
 переводит генераторы 1 и 2 в режим выдачи постоянной мощности и загружает их до значений в сумме равных уставке задатчика выдачи мощности 22 в приёмную энергосистему 26, контролируя значения мощности в точках измерений 16, 17 и 21.
В результате восстанавливается режим параллельной работы электростанции с внешней энергосистемой и выдачей в энергосистему избыточных мощностей генераторов 1 и 2.
В четвертой главе представлены результаты исследования подсистемы восстановления НР для автоматики управления режимами ЛСЭ на физической модели Минигрид (АЭЭС НГТУ), а также используемая при этом математическая модель идентификации классов состояния ЛСЭ.
Логические уравнения для идентификации класса состояния были составлены исходя из 3 критериев классификации: структурные (коммутационная связность/несвязность полустанций с внешней ЭС, инцидентность генераторов шинам и т.д.), режимные (U, f, I), информационные (сигнализация об отключенных потребителях). Например, логическое уравнение НР параллельной работы будет выглядеть следующим образом:
Cнр_пар = Gen1 ∧ Gen2 ∧ Brs1 ∧ Brs2 ∧ (¬Brшсв) ∧ ¬Def1 ∧ ¬Def2,
где переменные Gen1 и Gen2 – означают наличие хотя бы 1 генератора, подключенного к шинам полустанции 1 и 2, Brs1 и Brs2 – означают, что выключатели внешнего и внутреннего сечений включены, логическое отрицание Brшсв – означает, что шиносоединительный выключатель отключен, а переменные с логическим отрицанием Def1 и Def2 означают не ущербность режима. Всего логических уравнений 22 для каждого состояния ЛСЭ. Для испытаний подсистемы восстановления нормального режима создана схема, представленная на рисунке 8.
Полустанция 2
Т1 Г1 Т2 Г2
Ш1 Ш2
220 В В1
В2
Н1 В3
В4
220 В
В5 В7
Тр1
Н3
ВЛ2
Рисунок 8 – Схема испытательной установки физической модели ЛСЭ, работающей, как автономно, так и параллельно с внешней сетью (зеленые и красные
Ш3
Ш4
ВЛ1
В13
380 В
Полустанция 1
В6
220 В Тр2
380 В
Т3 Г3
точки – места подключения ТН и ТТ)
Н2
В полном объеме функционал автоматики управления режимами ЛСЭ может быть реализован применительно к полустанции 2. При этом быстродействующими выключателями являются выключатели в сечениях S1, S2, т.е. В7, В5.
Все измерения режимных параметров, в том числе векторные, осуществляет измерительный модуль (измерительная подсистема ПТК).
На рисунке 9 представлена осциллограмма процесса восстановления нормального режима из состояния 5.1.
f, Гц 50
1000
P, кВт
f2
f1
Pг3
Синхронизация П1
3 7 11
Отключение В4
Режим автономной работы
Pг1,Рг2
Синхронизация П2
Pг1 Pг2
Режим параллельной работы
t, секунды
Рисунок 9 – Восстановление нормального параллельного режима из состояния 5.1
Из осциллограммы рисунка 9 видно, что после отключения ШСВ, на полустанции 2 увеличивается частота, но регуляторы за время менее 1 с возвращают ее в допустимую область, разгружая генераторы 1 и 2 (до 400 Вт), на полустанции же 1, частота просаживается, и за время 1 с регулятор возвращает ее в допустимую область, загружая генератор 3 (до 550 Вт), но так как на полустанции 1 нет резервов мощности, то она считается ущербной и ее следует как можно быстрее синхронизировать с внешней электрической сетью (при условии отсутствия запрета параллельной работы). Процесс синхронизации полустанции 1 занимает 4 с, после синхронизации на генераторе 3 меняется тип регулирования – поддержание нулевого перетока. Как только полустанция 1 синхронизировалась, автооператор синхронизирует полустанцию 2, этот процесс занимает 4 с, после синхронизации регулирование генератора 1 переводится в режим поддержания заданной выдачи мощности, его загрузка становится равной 900 Вт, а регулирование генератора 2 переводится в режим поддержания баланса внутри модели ЛСЭ, он загружается до 700 Вт.
На рисунке 10 приведен процесс восстановления нормального автономного режима из состояния 2.5.

f, Гц 50
1000
P, кВт
f2
fп
Pг1,Pв7
f1
Pг3
Рг2
Синхронизация полустанций
6 10
Pг2,Рг3
Режим автономной работы
t, секунды
Отключение В7
Рисунок 10 – Восстановление нормального автономного режима из состояния 2.5
Из осциллограммы рисунка 10 видно, что на промежутке времени от 0 с до 6 с происходит разгрузка внешнего сечения полустанции 2, при t = 6 с происходит сбалансированное отделение полустанции 2. Генератор 1 переводится в горячий резерв одновременно с отключением выключателя В7, у генератора 2 меняется тип регулирования на поддержание частоты. При t = 6 с начинается синхронизация двух полустанций, через 4 с синхронизация закончилась, нагрузка между генераторами 2 и 3 распределилась равномерно около 500 Вт.
В приложениях к диссертации содержатся результаты определения оптимальных траекторий восстановления НР изолированной и параллельной работы для любого состояния ЛСЭ, патент на изобретение и акты, подтверждающие внедрение результатов диссертационной работы.
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ
Работа направлена на создание подсистемы восстановления нормального режима для автоматики управления режимами локальных систем энергоснабжения. Данная автоматика наделяет систему интеллектуальностью, убирает человека из процесса управления ЛСЭ, снимает технические барьеры для свободной интеграции (plug&play) ЛСЭ в ЕЭС, повышает КИУМ станции ЛСЭ и надежность ее работы.
Разработанная подсистема впервые решает задачу автоматического восстановления нормального режима ЛСЭ в составе автоматики путем идентификации текущего класса состояния с последующим его переводом и нормальное конечное состояние по самостоятельно определяемой траектории движения, используя принцип оптимальности Беллмана.
Задача идентификации класса состояния была решена на основе математического описания структурно-режимных состояний ЛСЭ с использованием агрегированных переменных для формализации всех состояний ЛСЭ.
Для нормальных режимов автономной и параллельной работы ЛСЭ с внешней электрической сетью предложен и запатентован способ управления составом и загрузкой генераторов электростанции, работающей изолированно или параллельно с приемной энергосистемой, обеспечивающий возможность выдачи свободных генерирующих мощностей электростанции ЛСЭ во внешнюю сеть с выбором оптимального числа работающих генераторов и сменой режимов работы регуляторов мощности и возбуждения в зависимости от класса нормального режима.
На кафедре Автоматизированных электроэнергетических систем Новосибирского государственного технического университета с участием автора разработан и испытан на физической модели прототип автоматики управления режимом параллельной работы ЛСЭ на базе электростанции малой генерации с внешней электрической сетью энергосистемы.
В составе системной автоматики введена подсистема восстановления нормального режима, обеспечивающая как штатный перевод ЛСЭ между нормальными режимами, так и восстановление нормального режима из спорадически возникшего ненормального состояния.
Подсистема восстановления НР также была реализована в составе системной автоматики Минигрид на физической модели энергосистемы НИУ МЭИ, которая отличалась от физической модели НГТУ помимо реализации возможности обмена мощностью между ЛСЭ и внешней сетью, реализованными возможностями управления пропускной способностью внешней сети, оптимизации режима по потерям в части внешней сети, а также более мощными моделями генераторов (25 кВА и 35 кВА). Разработанная подсистема подтвердила успешность восстановления нормального режима во всем многообразии схемно-режимных ситуаций при проведении испытаний и опытно-промышленной эксплуатации.