Способ управления режимами электроэнергетической системы
METHOD FOR CONTROLLING THE MODES OF THE ELECTRIC POWER SYSTEM

Изобретение относится к области распределения электрической энергии и предназначено для использования при осуществлении интеллектуального управления режимами эксплуатации электроэнергетической системы (ЭЭС) с несколькими субъектами, участвующими при проведении оптимизации.
Известен мультиагентный способ управления режимами электрической сети (патент CN 101777769 В, МПК H02J 3/06, опубл. 20.06.2012), основной направленностью которого является оптимизация работы микроэнергосистемы путем управления распределенными источниками генерации. Способ заключается в том, что собирают данные с помощью агентов оборудования с фрагмента электрической сети и передают локальному агенту микроэнергосистемы. Информацию ото всех локальных агентов микроэнергосистемы передают в единый вычислительный центр, где рассчитывают оптимальный режим. Вычисленные команды управления для реализации оптимизированного режима отправляют обратно локальным агентам микроэнергосистемы.
Недостатками способа являются: централизованный расчет команд управления и сбор информации в едином центре. При таком подходе отсутствует возможность учета разных интересов субъектов, участвующих в оптимизационном процессе.
Известен способ управления режимами ЭЭС, раскрытый в патенте US 8315743, МПК H02J 4/00, опубл. 20.11.2012, основной направленностью которого является распределенная минимизация потерь активной мощности в группе подстанций ЭЭС. Способ заключается в том, что центры управления сетями (ЦУС) энергокластеров ЭЭС с группами объединенных станций и подстанций (ПС) оснащают устройствами сбора и хранения оперативных данных, поступающих с ПС от автоматизированных системы управления технологическим процессом (АСУТП), и программно-техническими платформами в виде распределенных мультиагентных систем (MAC), с помощью которых осуществляют сбор информации с устройств сбора и хранения оперативных данных в составах соответствующих ЦУС, объединяют ЦУС глобальной вычислительной сетью (ГВС), обмениваются по ней информацией между ЦУС, определяют необходимые уставки и выдают команды к объектам управления на ПС энергокластеров ЭЭС.
Недостатком данного способа является невозможность учета интересов различных участников процесса оптимизации режима, а также ограниченность совокупности операций для оптимизации режимов ЭЭС, позволяющей существенно уменьшить рабочие потери в группе энергокластеров.
Технической задачей настоящего изобретения является оптимизация режимов ЭЭС с учетом различных интересов участников процесса оптимизации.
Техническим результатом является снижение потерь активной мощности при эксплуатации электроэнергетической системы, снижение затрат на транспортировку электроэнергии в магистральных сетях и продление ресурса средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения.
Это достигается тем, что в известном способе управления режимами ЭЭС, содержащей энергокластеры с группами объединенных станций и ПС, ЦУС и АСУТП, а также линии электропередач между энергокластерами, согласно которому ЦУС энергокластеров ЭЭС оснащают устройствами сбора и хранения оперативных данных, поступающих с ПС от АСУТП в рамках соответствующих энергокластеров, и программно-техническими платформами с программными агентами мультиагентной системы (MAC), объединяют ЦУС между собой глобальной вычислительной сетью и обмениваются по ней сообщениями от MAC, с помощью которых определяют параметры распределенной оптимизации, отправляют с ЦУС команды для реализации оптимизированного режима обратно в АСУТП ПС в рамках своих энергокластеров, согласно изобретению в качестве программно-технических платформ ЦУС с программными агентами MAC используют дополнительные вычислительные устройства (ДВУ) на основе промышленных серверов, в начале процесса управления режимами ЭЭС в каждом ДВУ для сбора информации запускают агенты MAC и рассчитывают оптимальный режим работы энергокластера, управляемого из данного ДВУ, с использованием программных комплексов расчета режимов электроэнергии, оптимизируют агентами MAC режим внутри своего энергокластера и определяют граничные параметры напряжения и активной мощности для создания общего режима с другими энергокластерами на основе интересов собственника энергокластера, каждым ДВУ обнаруживают ДВУ смежных энергокластеров, связанных общими линиями электропередач с энергокластером данного ДВУ, причем управление режимом работы ЭЭС начинают всеми ДВУ одновременно и проводят в параллельном режиме, с каждого ДВУ по глобальной вычислительной сети отправляют ДВУ смежных энергокластеров полученные в ходе расчета оптимального режима каждого энергокластера значения напряжений и параметры перетоков активной мощности по линиям электропередач между энергокластерами, каждым ДВУ от ДВУ смежных энергокластеров получают сообщения с ограничениями, наложенными по напряжению и параметрам перетока активной мощности по линиям электропередач и представленными для каждого ДВУ в виде целевой функции (ЦФ) потерь, обеспечивающей поддержание уровней граничных напряжений линий электропередач и перетоков активной мощности, и с учетом этих ограничений, а также критериев, обусловленных бизнес интересами, корректируют оптимизацию режима своего энергокластера, прекращают взаимодействие ДВУ друг с другом при совпадении уровней граничных напряжений линий электропередач смежных энергокластеров и параметров перетоков активной мощности, а также при учете интересов всех субъектов процесса оптимизации.
Кроме того, ЦФ потерь формируют на основе объемов инструментов, задействованных при изменении конфигурации конкретного энергокластера ЭЭС, и величины отклонения потерь от исходного оптимума, причем в ЦФ при граничных условиях учитывают величину потерь активной мощности, выход электрических величин за допустимые границы, стоимость потерь для данного энергокластера и расход ресурса для реализации данного режима, а также в ЦФ включают штрафную функцию за отклонение граничных параметров от средней точки между смежными энергокластерами и за выход параметров по напряжению за допустимые пределы, начальный расчет граничных условий в ДВУ энергокластера ЭЭС производят с учетом своей ЦФ с помощью локального модуля расчета режимов, а смежные энергокластеры представляют в виде эквивалентов, с учетом оптимальных режимов энергокластеров и выбранных для них ЦФ начинают процесс торгов и устремления к единому режиму между смежными энергокластерами, при получении каждым ДВУ сообщения от смежного энергокластера о его граничных параметрах по напряжению и перетоку активной мощности рассчитывают среднее значение граничных параметров между своими параметрами и параметрами смежного энергокластера, при определении степени приближения среднего значения граничных параметров в каждом из смежных энергокластеров проводят локальную оптимизацию с учетом ограничений по средней точке, при завершении локальной оптимизации отправляют агентами MAC друг другу величины изменения ЦФ в ходе изменения режима, по изменению ЦФ определяют степень приближения к средней точке для каждого из смежных энергокластеров на данной итерации алгоритма торгов, после получения изменения ЦФ от смежного агента MAC текущим агентом производят окончательное изменение режима в сторону средней точки с учетом изменения ЦФ от смежного энергокластера в виде коэффициента штрафа при расчете своей ЦФ.
Кроме того, для расчета оптимального режима энергокластера ЭЭС при заданных ограничениях и параметрах компенсации реактивной мощности используют программный комплекс «Rastrwin3».
Кроме того, в MAC используют агенты оборудования, топологии, телеизмерений, режимного мониторинга, оценки состояния, регулирования напряжения, оптимизации, а также сервисные агенты.
Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведена общая структура системы управления режимами ЭЭС, поясняющая реализацию предложенного способа, а на фиг. 2 представлена схема взаимодействия агентов MAC ДВУ с учетом ЦФ от смежного энергокластера ЭЭС, показывающая принцип распределенного нахождения единого режима для всей ЭЭС.
Общая структура системы управления режимами ЭЭС содержит ДВУ 1-3, которые связаны с ГВС 4 и с АСУТП ПС 5-13.
Схема взаимодействия агентов MAC ДВУ содержит соседние энергокластеры 13 и 14 и их эквиваленты 15 и 16. Для ДВУ левого энергокластера 13 его соседний энергокластер 14 представлен в виде эквивалента 15, а для ДВУ правого энергокластера 14 его соседний энергокластер 13 представлен в виде эквивалента 16.
ДВУ 1-3 выполнены в виде комплексов технических и программных средств на основе промышленных серверов. В частности, в ДВУ 1-3 установлены устройства сбора и хранения оперативных данных, и программно-технические платформы с программными агентами MAC.
В качестве агентов в распределенной MAC используют агенты оборудования, топологии, телеизмерений, режимного мониторинга, оценки состояния, регулирования напряжения, оптимизации, а также сервисные агенты.
ГВС 4 выполнена с возможностью обеспечения обмена информацией (телеинформацией) между ДВУ без ограничения расстояния.
ГВС 4 может быть выполнена с использованием общедоступных каналов связи, например на базе телефонной линии связи, радиосвязи и систем спутниковой связи.
АСУТП ПС 5-13 выполнены в виде программно-аппаратного комплекса.
Предлагаемый способ управления режимами электроэнергетической системы осуществляется следующим образом.
Выявляют ограничения от ДВУ 1-3 смежных энергокластеров ЭЭС для поддержания уровней граничных напряжений и перетоков активной мощности и с учетом собранных в ДВУ 1-3 данных измерений и полученных ограничений реализуют рабочие алгоритмы управления с локальной оптимизацией режимов ЭЭС по напряжению и реактивной мощности.
В процессе управления режимами ЭЭС в каждом ДВУ 1-3 для сбора информации запускают агенты MAC и осуществляют расчет оптимального режима работы энергокластера, управляемого из данного ДВУ, с использованием программных комплексов расчета режимов электроэнергии на основе данных, полученных от АСУТП ПС 5-13 для своих энергокластеров. Агентами MAC в ДВУ 1-3 осуществляют процесс оптимизации внутри своего энергокластера и определяют граничные параметры напряжения и активной мощности для создания общего режима с другими энергокластерами на основе интересов собственника энергокластера. С помощью каждого ДВУ обнаруживают ДВУ, обслуживающих смежные энергокластеры, связанные общими линиями электропередач с энергокластером данного ДВУ. Управление режимом работы ЭЭС начинают всеми ДВУ 1-3 одновременно и проводят в параллельном режиме. При этом процесс управления начинают с проведения каждым ДВУ 1-3 оптимизации режима внутри своего энергокластера. Далее с каждого ДВУ 1-3 по ГВС 4 отправляют ДВУ смежных энергокластеров значения напряжений и параметры перетоков активной мощности по линиям электропередач между энергокластерами, которые были получены в ходе расчета оптимального режима для своего энергокластера. Каждым ДВУ 1-3 от ДВУ смежных энергокластеров получают сообщения с ограничениями, наложенными по напряжению и параметрам перетока активной мощности по линиям электропередач и представленными для каждого ДВУ 1-3 в виде ЦФ потерь, обеспечивающей поддержание уровней граничных напряжений линий электропередач и перетоков активной мощности. С учетом этих ограничений, а также критериев, обусловленных бизнес интересами, корректируют оптимизацию режима своего энергокластера. Взаимодействие ДВУ 1-3 друг с другом прекращают при совпадении уровней граничных напряжений линий электропередач смежных энергокластеров и параметров перетоков активной мощности, а также при учете интересов всех субъектов процесса оптимизации. Процесс распределенной оптимизации выполняют с определением напряжения и перетоков активной мощности на граничных линиях при учете ЦФ каждого ДВУ 1-3.
ЦФ потерь формируют на основе объемов инструментов, задействованных при изменении конфигурации конкретного энергокластера ЭЭС, и величины отклонения потерь от исходного оптимума. В ЦФ при граничных условиях учитывают величину потерь активной мощности, выход электрических величин за допустимые границы, стоимость потерь для данного энергокластера и расход ресурса для реализации данного режима, а также в ЦФ включают штрафную функцию за отклонение граничных параметров от средней точки между смежными энергокластерами и за выход параметров по напряжению за допустимые пределы. Начальный расчет граничных условий в ДВУ энергокластера ЭЭС производят с учетом своей ЦФ с помощью локального модуля расчета режимов, а смежные энергокластеры представляют в виде эквивалентов. С учетом оптимальных режимов энергокластеров и выбранных для них ЦФ начинают процесс торгов и устремления к единому режиму между смежными энергокластерами. При получении каждым ДВУ сообщения от смежного энергокластера о его граничных параметрах по напряжению и перетоку активной мощности рассчитывают среднее значение граничных параметров между своими параметрами и параметрами смежного энергокластера. При определении степени приближения среднего значения граничных параметров в каждом из смежных энергокластеров проводят локальную оптимизацию с учетом ограничений по средней точке. При завершении локальной оптимизации отправляют агентами MAC друг другу величины изменения ЦФ в ходе изменения режима. По изменению ЦФ определяют степень приближения к средней точке для каждого из смежных энергокластеров на данной итерации алгоритма торгов. После получения изменения ЦФ от смежного агента MAC текущим агентом производят окончательное изменение режима в сторону средней точки с учетом изменения ЦФ от смежного энергокластера в виде коэффициента штрафа при расчете своей ЦФ.
Моделирование энергокластеров для ОЭС Востока с помощью симулятора ПАК RTDS показало, что при практической реализации данного способа возможно снижение потерь электроэнергии на 2.883 ГВт⋅ч/год, что эквивалентно 4.32 млн руб при цене 1.5 руб/кВт⋅ч.
Таким образом, в предложенном способе управления режимами ЭЭС достигается улучшенная оптимизация режимов при распределенной минимизации потерь активной мощности в группе энергокластеров ЭЭС. При этом процесс переговоров между участниками процесса оптимизации режима является итеративным, пока не будет достигнут оптимальный режим работы всей ЭЭС и не будет выстроен единый режим работы энергокластеров в ЭЭС.