Способ интеллектуального управления нагрузкой в изолированных энергосистемах в аварийных режимах и устройство для его осуществления Российский патент 2024 года по МПК H02J13/00 H02J3/12 H02P9/10 

Область техники

Заявленное изобретение относится к области электроэнергетики и предназначено для использования при осуществлении интеллектуального управления режимами работы электроэнергетических систем.

Уровень техники

Обеспечение в изолированной энергетической системе нормального режима снабжения электроэнергией потребителей, без перебоев, за исключением случаев возникновения аварийных электроэнергетических режимов (угрозы возникновения дефицита электрической энергии и мощности), либо нарушения характеристик технологического присоединения, указанных в документах о технологическом присоединении (в том числе превышение максимальной мощности энергопринимающего устройства потребителя).

В любой энергосистеме в любой момент времени потребление мощности может достигнуть пикового значения. Очевидно, что в интересах обеспечения экономичного и эффективного энергопотребления, требуется широкое внедрение интеллектуальных автоматизированных систем управления. Их использование на стороне среднего и низкого напряжения, несомненно, является значимым фактором в современной концепции построения интеллектуальной электрической сети с целью повышения эксплуатационной надежности, долговечности и эффективности работы энергетического оборудования, для решения задач диспетчерского, производственно-технологического и организационно-экономического управления энергохозяйством.

На этапе перехода к умным и гибким электрическим сетям (Smart Grid) необходима интеллектуальная система, которая объединит все нагрузки энергосистемы в единый управляемый комплекс, что упорядочит потребление электрической энергии и исключит бесконтрольный режим работы потребителей.

Из уровня техники известны:

Интеллектуальный прибор учета электроэнергии, содержащий блок управления, соединенный с блоком памяти и индикатором, содержит средство криптографической защиты информации и интерфейсный блок, подсоединенные последовательно к блоку управления; блок измерения параметров сети, блок ограничения нагрузки, часы реального времени, блок датчиков, соединенные звездой с блоком управления, причем средство криптографической защиты информации содержит часы реального времени. Достигается расширение арсенала технических средств (RU 188731 U1, 2019.04.23).

Способ контроля электрической нагрузки, имеющей ток и напряжение, созданные за счет источника электропитания, связанного с нагрузкой, который включает в себя следующие операции: введение модуля обнаружения между нагрузкой и источником электропитания, для определения одной или нескольких характеристик нагрузки; объединение сигнала калибровки тока или напряжения и электрического сигнала в объединенный сигнал; применение математического преобразования к объединенному сигналу в модуле обнаружения; измерение одной или нескольких характеристик нагрузки с использованием объединенного сигнала; и определение эксплуатационных параметров определения одной или нескольких характеристик нагрузки. (RU 2486650 С2, 2013.06.27).

Способ мониторинга и управления потреблением электрической энергии потребителями в доме включает в себя установление приоритетов для потребителей по надежности и способу их коммутации, передачу мониторинговой информации на микроконтроллер, управление потреблением. Комплекс, реализующий способ, включает в себя электрическую сеть дома, выполненную в виде отдельных линий, средства для измерения мощностей, средства управления нагрузкой, отключающие устройства (RU 2725023, С1 2020.06.29).

Раскрытие сущности изобретения

Технический результат заключается в увеличении срока службы изолированных энергосистем и повышении надежности энергоснабжения потребителей в изолированных, труднодоступных и островных территориях.

Технический результат достигается тем, что для увеличения срока службы изолированных энергосистем и повышения надежности энергоснабжения потребителей в изолированных, труднодоступных и островных территориях используют способ интеллектуального управления нагрузкой в изолированных энергосистемах в аварийных режимах, сущность которого состоит в исключении излишних отключений электроприемников потребителей, минимизации последствий аварийных возмущений в изолированных энергосистемах, снижении числа отказов основного технологического оборудования.

Способ интеллектуального управления нагрузкой в изолированных энергосистемах в аварийных режимах в котором:

осуществляют сбор информации о текущем состоянии энергосистемы, для чего используют систему сбора и передачи информации (ССПИ), которая аккумулирует информацию о состоянии энергосистемы от существующего оперативного информационного комплекса изолированной энергосистемы (ОИК) посредством инициирования процесса подготовки измерений пригодных для моделирования режимов и оптимизации, таких как:

- получение архивных срезов телеинформации и состояния сети, с помощью которых выполняют машинное обучение и начальный запуск процесса прогнозирования;

- получение и сохранение в базе данных срезов телеинформации с заданной периодичностью текущих срезов телеинформации и состояния сети; логический контроль целостности получаемых данных набором управляющих воздействий;

- формирование среза данных в модели «узлы/ветви», при этом выполняют привязку телеинформации к однолинейной схеме электрической сети, при этом срез телеинформации представляет собой набор телеизмерений и телесигналов о состоянии сети, взятый за определенное время, а одновременность времени определяют метками времени присутствующими в каждом измерении, при этом метка времени передается от конечного цифрового измерительного устройства, при этом срезы телеинформации включают:

- телеизмерения активной и реактивной (Р, Q) мощности по линиям электропередачи, в том числе линиям, отходящим к потребителю;

- измерения напряжения на шинах станций и подстанций; состояния коммутационных аппаратов;

- режим работы локальных устройств регулирования:

• ручное регулирование по номеру ступени;

• ручное регулирование по величине поперечной проводимости;

• автоматическое регулирование по напряжению;

• планируемое время нахождения устройства регулирования в данном режиме работы;

• положения устройств управляющих аппаратов устройств регулирования;

• величина уставки поперечной проводимости компенсирующих устройств;

• величина уставки по напряжению локальных устройств регулирования;

при этом

формирование среза данных и контроль полноты данных осуществляют, используя подсистему оптимального управления напряжением и реактивной мощностью,

получение среза телеизмерений и состояния коммутационных аппаратов осуществляют через SQL-запрос к архивной базе данных координирующей системы режимной автоматики, архивные срезы данных формируют на стороне координирующей системы режимной автоматики, а состав срезов исходных данных аналогичен составу данных, получаемых оперативно, при этом исходные данные дополнены меткой времени среза, которая назначается единой для всех параметров среза,

далее осуществляют логический контроль входных данных, для чего полученный срез данных проверяют на соблюдение следующих условий:

- если по присоединению измеряется, как переток мощности, так и состояние коммутационного аппарата, то проверяют их соответствие;

- если есть измерения перетоков мощности по всем присоединениям, отходящим от шин, то контролируют, чтобы сумма всех перетоков не превышала допустимого небаланса, заданного уставкой;

- при последовательном формировании срезов контролируют изменчивость данных, в соответствии с правилом, что между двумя последовательными срезами в пределах одного объекта должно быть хотя бы одно изменение в измерениях или состояниях;

- наличие признаков недостоверности в исходных данных;

актуализируют исходные данные для оценивания состояния, для чего сопоставляют телеинформацию с расчетной моделью, выполненной в расчетном модуле для моделирования электрических режимов (РММЭР) и представляющую собой схему замещения электроэнергетической системы, которая эквивалентна реальной электрической схеме и адекватно отражает процессы, происходящие в ней, при этом в схеме замещения реальные элементы сети заменяются идеализированными элементами, а схему замещения представляют в виде графа, состоящего из узлов и соединяющих их ветвей, при этом узел - это набор соединенных элементов одного класса напряжения, имеющих сопротивление равное нулю, либо близкое к нулю, которым для данного вида расчета можно пренебречь, а ветвью называют участок электрической цепи, соединяющий два узла имеющие ненулевое сопротивление, при этом каждому узлу подходит по меньшей мере одна ветвь, при этом ветви идентифицируют тремя числами: «№ узла начала ветви», «№ узла конца ветви», «№ цепи», таким образом, что если два узла соединяют несколько параллельных ветвей, то номер цепи задается разным для каждой цепи, а для одноцепных линий номер цепи задают равным нулю, при этом линии электропередач (ЛЭП) на схеме замещения представлены ветвью с продольным сопротивлением и поперечной проводимостью,

далее в модуле оценки состояния производят оценку состояния, которая заключается в получении такого установившегося режима, который был бы наиболее близок к имеющимся измерениям, при этом модуль оценки состояния статическим и динамическим методами выполняет:

- расчет всех параметров текущего режима и отбраковку ошибочной телеинформации по данным телеизмерений о положении коммутационной аппаратуры;

- расчет ретроспективных режимов на основе архива телеизмерений в ССПИ;

- проверка достоверности данных всех параметров используемых в расчете режимов;

- подготовка исходной модели для других задач комплекса,

при этом статический метод оценки состояния решается независимо для каждого момента времени и выдает сбалансированный установившийся режим для каждого среза измерений, а динамический метод оценки состояния обновляет свое состояния при переходе от одного среза к другому,

далее выполняют прогнозирование режимов на основе искусственной нейронной сети (ИНС), при этом обрабатывают результаты оценки состояния динамическим методом модифицированным фильтром Калмана и принимают как итоговый результат оценивания состояния только в том случае, если точность оценок, получаемая динамическим методом оценки состояния, превышает точность оценок полученных статическим методом оценки состояния, при этом точность оценок определяют по величине суммарного относительного отклонения,

а в статическом методе оценки состояния используют метод взвешенных наименьших квадратов, основанный на минимизации следующей целевой функции:

- измеренные параметры режима,

ν (х) - вычисленные параметры режима по значениям вектора состояния системы х, а

матрица R_v - ковариационная матрица, при отсутствии корреляционной зависимости между различными измерениями, представляющая собой диагональную матрицу дисперсий измерений

- количество измерений, при этом результатом оценки состояния является вектор состояния, содержащий оцененные значения напряжений и углов напряжений для каждого узла,

- общее количество узлов электрической сети, при этом для определения минимума целевой функции решается система нелинейных уравнений, полученных приравниванием нулю градиента целевой функции:

для оценки схемы указывают узел, являющийся опорным по напряжению и с нулевой фазой напряжения, при этом в статическом методе оценки состояния используют функцию предварительной отбраковки ошибочных телеизмерений, которая отбраковывает только напряжения в узлах и перетоки в ветвях, а нагрузки и генерации алгоритмом отбраковки не затрагиваются,

далее, в зависимости от заданной точности телеизмерений, от величины небаланса и от заданного порога допустимости небаланса, все телеизмерения, входящие в данную балансную группу, признают достоверными или сомнительными, при этом каждое телеизмерение имеет три параметра: признак измерения, измеренная величина и точность;

признаки измерений задают на этапе пуско-наладки изолированной энергосистемы системы и корректируют в ходе эксплуатации энергосистемы, при этом признаки измерений имеют следующие условные обозначения:

N - «забраковано длительно», которое используют для браковки телеизмерения;

S - «статистические данные», которым обозначают нагрузочные и генераторные узлы, для которых в базовом режиме задано значение нагрузки или генерации;

# - «забраковано», которое выставляется в автоматическом режиме, если алгоритм браковки забраковал измерение, при этом точность измерения определяется суммарной погрешностью всего измерительного тракта, выполненной одинаковым подходом,

при этом относительное отклонение расчетного значения параметра от его измеренной величины вычисляют по формуле

θ_i - дисперсия измерения,

при этом относительное отклонение - безразмерная относительная величина,

а при анализе оценки состояния суммарное относительное отклонение вычисляют как сумма по всем измерениям по следующей формуле:

при этом узлы, в которых нет измерения, не включают в расчет суммарного относительного отклонения, также в расчете суммарного отклонения не участвуют забракованные измерения, измерения балансирующих узлов, измерения в отключенных линиях, при этом используют комбинированный алгоритм расчета начального значения мощностей нагрузок на основе графиков нагрузки и машинного обучения с использованием ИНС,

а в качестве иерархических графиков нагрузки применяют комбинацию суточных графиков и годовых коэффициентов.

Р_н0 - - начальное значение мощности нагрузки или генерации в базовом режиме;

Р_сг.з - значение коэффициента зимнего суточного графика активной мощности в относительных единицах для данного момента времени;

Р_сг.л - значение коэффициента летнего суточного графика активной мощности в относительных единицах для данного момента времени;

К_з - «коэффициент зимы», задаваемый для каждого месяца; при этом значение, равное 1, соответствует работе только по зимнему графику, 0 - только по-летнему,

а значение для конкретного дня каждого месяца вычисляется линейной аппроксимацией по значениям для соответствующих месяцев,

значение реактивной мощности нагрузки вычисляют с использованием заданного для каждой нагрузки отношения между активной и реактивной мощностью tg(φ);

в результате прогнозирования по иерархическим графикам нагрузки получают прогнозные значения измерений и оценки дисперсий измерений:

i - текущий момент времени, х- глубина прогнозирования, при этом дисперсия σ(τ) экспоненциально зависит от глубины прогнозирования:

в результате прогнозирования режимов с использованием ИНС в качестве прогноза получают вектор спрогнозированных измерений, а

также среднеквадратичное отклонение каждой прогнозируемой величины от фактического измерения на тестовой выборке:

n_t - количество срезов в тестовой выборке,

- тестовое значение,

- измеренное значение;

итоговым показателем точности прогноза является суммарное среднеквадратичное отклонение по всем прогнозируемым σ² измерениям, которое используют для вычисления дисперсии и которую в свою очередь используют для получения обобщенного результата прогнозирования методом оценки состояния;

контроль за работой алгоритма прогнозирования осуществляют следующим информацией и диагностическим сообщениям:

- прогнозный режим в виде схем и таблиц;

- величины относительных отклонений измерений в виде схем и таблиц;

- величины дисперсий измерений в виде схем и таблиц;

- обобщенный показатель качества уточненного прогноза;

- при долговременном ухудшении качества уточненного прогноза выдается аварийное сообщение;

далее выполняют расчет пределов статической устойчивости, которая является показателем возможности синхронной работы синхронных электрических генераторов и синхронных двигателей энергосистемы при медленных изменениях нагрузки, задают ограничения интеллектуальному управлению нагрузкой, а также выполняют расчет запасов по устойчивости с учетом статических характеристик нагрузки по напряжению Р_н (U,f)P(G), Q_н(U,f) и частоте, при этом

статические характеристики нагрузки задаются отдельно для Р и для Q в виде коэффициентов полинома:

- для активной мощности нагрузки задают коэффициенты А₀, A₁, А₂, A_f для вычисления зависимости мощности нагрузки от напряжения и частоты по формуле:

- для реактивной мощности нагрузки задают коэффициенты В₀, B₁, В₂, B_f для вычисления зависимости мощности нагрузки от напряжения по формуле:

далее задают режимные ограничения, которые являются входными данными для алгоритма оптимального управления напряжением и реактивной мощностью, минимальные и максимальные ограничения по уровню напряжения в узлах электрической сети, такие как:

- ограничения на инъекцию реактивной мощности в узлах электрической сети, представляющих собой генераторы и компенсирующие устройства;

- ограничения по току в ветвях модели «узлы/ветви», соответствующие токовым ограничениям по ЛЭП и трансформаторам;

- ограничения по перетоку мощности в ветвях модели «узлы/ветви», соответствующие ограничениям по мощности ЛЭП и трансформаторов,

при этом режимные ограничения автоматически вычисляются в цикле интеллектуального управления нагрузкой алгоритмом анализа запасов по статической устойчивости и режимным ограничениям алгоритмом утяжеления и соответствуют режимам работы энергосистемы, оптимизация которых для каждого момента времени выполняется в детерминированной постановке:

и

- элементы вектора U напряжений в узлах электрической сети, а оптимизацию выполняют с учетом следующих ограничений на изменения параметров режима:

и формируют уравнения установившегося режима электрической сети в виде ограничений равенств к задаче оптимизации:

при этом при нарушении запасов устойчивости выполняется задача ввода режима в допустимую область по устойчивости с заданным коэффициентом запаса:

δ - нарушение границ устойчивости,

U₁ - напряжения в узлах нагрузки,

результат формируют в виде ограничения по напряжению для всех узлов энергосистемы:

характеристики нагрузки определяют следующими методами:

- активного эксперимента, который является принудительным изменением напряжения в узле энергосистемы;

- пассивного эксперимента, который возможен только в периоды стационарности нагрузки;

при этом используют интеллектуальную автоматику отключения нагрузок (АОН) и минимизируют отключение нагрузки за счет:

- вычисления требуемого объема отключения нагрузки непосредственно при выдаче управляющего воздействия;

- динамической АОН - выдачи воздействий несколькими ступенями, разнесенными во времени, с учетом динамики развития аварии;

- «мерцающей» АОН - технология оптимизации отключения отопительной нагрузки, в которой часть нагрузки в энергосистеме отключается на определенное время без каких-либо последствий для потребителя, при этом в первую очередь управляющие воздействия УВ выдают на нагрузку, заведенную под «мерцающий» АОН, далее после истечения заданного времени нагрузка включается, а другая нагрузка, близкого объема, отключается, при этом общая нагрузка района реализации АОН уменьшается на требуемую величину, а время перерыва электроснабжения у каждого потребителя не превышает заданной величины;

а принцип работы АОН заключается в равенстве суммарного объема мощности отключаемой нагрузки объему мощности управляющего воздействия:

P_YB - объем мощности управляющего воздействия,

Р_OH - мощность одной отключаемой нагрузки,

i - порядковый номер нагрузки;

и принимают следующие допущения:

- отключаемые нагрузки, заведенные под действие АОН, сгруппированы по ступеням отключения нагрузки фиксированной мощности, при чем, объем мощности ступени с большим порядковым номером включает объем мощности ступени с предыдущим порядковым номером:

P_CTj - объем мощности ступени отключения нагрузки равен объему мощности управляющего воздействия ;

P_j - шаг мощности отключаемой нагрузки j-ой ступени;

при этом мощность каждого управляющего воздействия задается в зависимости от конфигурации соответствующих ступеней отключения нагрузки (ОН), сформированных в АОН, в свою очередь мощность ступени ОН равна суммарной мощности сгруппированных команд ОН, подгрупп ОН, и мощности ступени с предыдущим порядковым номером, а мощность сгруппированных команд ОН, подгрупп ОН, равна суммарной мощности нагрузки потребителей заведенных под данную команду на подстанционном уровне в месте фактической реализации отключения, мощность нагрузки потребителя при расчете мощности управляющего воздействия (УВ) выбирают, исходя из накопленных ранее статистических данных, при этом доступна функция оперативной корректировки нагрузки потребителя, которую используют при смене сезона года;

а УВ вычисляют в два этапа:

• на первом этапе в режиме offline при настройке противоаварийной автоматики выполняют укрупненное вычисление требуемых УВ на полной схеме энергосистемы противоаварийного управления, которые гарантированно возвращают энергосистему к устойчивому и допустимому по перетокам режиму;

• на втором этапе производят уточненный расчет УВ для разукрупнения воздействия на отключение нагрузки и уменьшения общего объема отключаемой нагрузки, расчет проводят по каждому узлу нагрузки отдельно;

• вычисление УВ выполняют по следующему алгоритму:

• до начала расчета УВ задают возможные УВ;

• величина УВ на отключение нагрузки определяют ступенью отключения нагрузки в узле, которая меньше или равна величине нагрузки потребителя, заведенного под АОН;

• моделируют возможные аварийные события и для каждого аварийного события моделируют заранее заданные сценарии ликвидации аварии;

• если расчет послеаварийного режима успешен и пределы по току не нарушены, то считают, что он может существовать;

• среди всех успешных УВ выбирают минимальное;

• минимизируют вычисления, сортируя УВ от меньшего к большему, выбирая успешное УВ и останавливают расчет;

• успешное УВ проверяют на устойчивость динамического перехода;

• в результате вычисления получаем общий объем отключений с достаточным запасом по устойчивости;

• на втором этапом на динамической модели энергосистемы в режиме online в исполнительной системы отключения нагрузки (ИСОН) выполняют уточненный расчет требуемых УВ, который учитывает временные характеристики нагрузки и производится и для которого исходной схемой для расчета УВ является схема, на которой представлен только один узел нагрузки, при этом энергосистема представлена эквивалентным генератором, а каждая нагрузка представлена своей реальной измеренной величиной;

схему выполняют эквивалентной схеме, в которой нагрузки подключены непосредственно к одному узлу, при этом расчет каждого динамического перехода оптимизируют с целью определения максимального времени отключения единичной нагрузки и минимизации отключения нагрузок;

при этом вычисления выполняют по следующему алгоритму:

• для каждого УВ, полученного в результате расчета на первом этапе, производится расчет динамического перехода, и в случае, если воздействие не нарушает динамическую устойчивость энергосистемы, то производят оптимизацию УВ следующим образом:

• выполняют разбиение УВ, выраженного в отключении определенного объема нагрузки, на ступени в соответствии с возможностью разукрупнения нагрузки интеллектуальными устройствами ОН;

• выполняют повторное моделирование динамического перехода таким образом, что моделируется отключение нагрузки не сразу, а по частям с паузами между выдачей воздействий;

• получают разбиение нагрузки по ступеням с заданной скоростью отключения;

расчет УВ выполняют с помощью метода площадей, при этом начальная мощность нагрузки Р₀ и аварийная мощность Р_A известны заранее из первого этапа расчета, выполняемого в offline, при этом известны мощности нагрузок ΔP_i и минимальные времена отключения каждой из нагрузок, средняя величина отключаемой нагрузки определяется, как:

ΔPi - величина каждой нагрузки,

n - количество нагрузок, участвующих в данном обобщенном воздействии;

при этом нагрузки равномерно разбиты на ступени так, что мощность нагрузки узла изменяется по линейному закону и площадь ускорения равна:

Δδ - изменение угла генерации, соответствующее времени, в течение которого производятся воздействия на отключение нагрузки;

при этом по изменению мощности это эквивалентно одному воздействию через время Δt на величину ΔР, а площадь торможения равна:

и максимальный угол выдачи воздействий равен:

и с помощью полученного отклонения угла и постоянной инерции энергосистемы находят время, за которое произойдет отклонение угла Δδ;

далее реальные воздействия включают в полученную линейную характеристику так, чтобы площадь не получалась больше чем линейное усреднение, при этом учитывают запас по отключаемой нагрузке и формирование нескольких взаимно резервируемых наборов нагрузки, а при безаварийной работе энергосистемы выполняют настройку и оптимизацию энергосистемы для передачи команд, для чего передаются псевдо-команды на отключение, замеряется время передачи команды, делается поправка на отработку команды непосредственно на устройстве, и таким образом по каждой нагрузке формируют временные характеристики реакции нагрузки на команду, далее на верхнем уровне соотносят требуемые ступени отключения АОН, полученные в результате оптимизации с реальными ступенями отключения нагрузки с указанием максимального времени отключения для каждой ступени,

а сформированные номера ступеней передаются в интеллектуальные устройства отключения нагрузки, и при приходе команды на отключение нагрузки устройство максимально быстро без дополнительных вычислений отключает требуемую нагрузку, при этом

сеть передачи данных между устройствами АОН выполняют по технологии, разработанной на основе р2р технологии, которая объединяет конечные устройства АОН, обеспечивает выдачу УВ у потребителей электроэнергии в единую сеть АОН без организации строго иерархичной сети передачи данных, при этом

маршруты доставки информации оптимизируют мульти-агентным подходом, который работает независимо от основного алгоритма передачи данных, перемещается случайным образом по сети в виде виртуальной сущности и находит маршрут с лучшими временными характеристиками, далее этот маршрут маркируется соответствующими замеренными временными характеристиками, а в момент реализации УВ передача данных осуществляется по всем возможным маршрутам, обеспечивая резервирование и максимальную скорость передачи данных,

и при выполнении УВ контролируется фактическое отключение нагрузки, при этом контроль осуществляется следующими способами:

• контроль прохождения и отработки команды,

• контроль измеряемой величины нагрузки на нижнем уровне, на уровне отключающего устройства,

• контроль величины нагрузки по целиком по потребителю;

при этом, если в результате управления за заданное время не обеспечен необходимый объем отключения нагрузки, то дальнейший процесс выполняю по двум сценариям:

- отключение всего потребителя,

- отключение быстрого гарантированного резерва мощности, нагрузки, которая заведена под интеллектуальный АОН и имеет наименьшее время отключения,

при этом подсистема интеллектуального управления нагрузкой (ПИУН) выполняет подготовку УВ, а для получения оптимальных УВ на заданную глубину используют алгоритм динамической оптимизации, для которого исходными данными являются:

- текущий оцененный режим,

- прогнозные состояния энергосистемы за рассматриваемый диапазон времени,

- список возможных УВ,

- состояния УВ;

прогнозные состояния системы за рассматриваемый диапазон времени представляют собой множество:

Х_n - вектор состояния системы в каждый момент времени;

при этом стоимость управляющих воздействий зависит не только от вектора состояния системы, но и от времени, и весь временной диапазон распадается на несколько поддиапазонов, на каждом из которых находится оптимальное для данного поддиапазона УВ, полная целевая функция динамической оптимизации описана формулой:

f_i(X_i) - вектор оптимальных управляющих параметров на поддиапазоне,

b_p и е_р - индексы начала и конца поддиапазона во временном срезе,

С - функция стоимости воздействий, зависящая от стоимости каждого конкретного УВ с учетом времени, задаваемого индексом,

ξ₀ принимается равным начальному значению УВ,

f_i - целевая функция каждой подзадачи динамической оптимизации, включающая:

- потери активной мощности,

- отклонения от допустимых диапазонов по напряжению,

- нарушения режимных ограничений;

поиск глобального оптимума на всем прогнозном диапазоне осуществляется с учетом стоимости УВ, учитываемой в полной целевой функции, а получения оптимального значения непрерывных УВ используют гибридный метод имитации отжига для непрерывных величин и метод градиентного спуска, при этом ПИУН выдает задания в программно-технический комплекс интеллектуального управления напряжением и реактивной мощностью (ПТК ИУНРМ), а также уставки интеллектуального АОН, содержащие:

- ограничения в виде границы по максимальному и минимальному напряжению для узлов, расчетной модели, используемой в ПТК ИУНРМ, при этом каждое ограничение содержит несколько точек измерения напряжения, соответствующих точкам сети, в которых контролируется напряжение локальным регулятором,

- для каждого ограничения задается время его действия,

- ограничения иерархичны: если заканчивается время действия ограничения, то вступает в действие ограничение более высокого уровня, при этом контролируется, то, что ограничения не противоречивы, как по значениям, так и по времени, а на самом верхнем уровне иерархии границ, в корневом элементе иерархии, находятся базовые границы с бесконечным временем действия;

ПИУН передает набор уставок в ИСОН, которые отрабатываются в случае возникновения аварийной ситуации по сигналам от существующей системы противоаварийной автоматики, ИСОН передает ЛУУН, который является контроллером присоединения и управляет коммутационным аппаратом конкретной, конечной нагрузки, команду на отключение и отключает коммутационный аппарат нагрузки, при этом

для контроля работы ПИУН со стороны оператора на рабочей станции в оперативном режиме отображается следующая информация:

1. Результаты прогноза на определенную глубину:

- оцененная ошибка прогноза,

- наибольшие отличия спрогнозированного режима от текущего режима,

- прогнозируемый режим в виде схем и таблиц;

2. Статистика по ресурсу оборудования, максимальные и средние длительные токи;

3. Результаты определения запасов по устойчивости;

4. Результаты оптимизации:

- оптимальный режим в виде схем и таблиц,

- отличия целевой функции в исходном и начальном режиме,

- УВ, соответствующие данному оптимальному режиму;

при этом все устройства АОН работают на единообразном принципе цифровой АОН, имеющей следующие функции:

- формирование динамических ступеней ОН,

- формирование набора объема мощности отключения нагрузки,

- согласование работы управляющих воздействий на отключение нагрузки,

- гарантированное отключение объема мощности,

- обеспечение заданного уровня потребления,

- контроль доступного объема мощности отключения,

- подготовка балансирующих УВ на устройство выбора отключаемых генераторов,

- разгруппировка нагрузки потребителя на приоритетную и второстепенную,

и используют двухступенчатый алгоритм АОН, в котором при отказе отключения нагрузки средствами ИСУ выполняют отключение потребителя локальными устройствами управления нагрузкой (ЛУУН):

- при возникновении управляющего воздействия (УВ) для АОН определяется величина нагрузки для быстрого отключения <50 мсек, при этом остаток выделяется в отдельную группу для реализации отключения ЛУУН;

- подаются задачи, включающие требуемые величины ОН в зависимости от значений до аварийного потребления для каждого из ЛУУН;

- ЛУУН формируют необходимый перечень отключаемых потребителей на основе заранее подготовленных данных по потребителям;

- по каналам связи от ЛУУН отправляется команда до вводного щитка потребителя;

- внутреннее интеллектуальное вводное устройство отключает необходимую группу;

- ЛУУН ожидает снижение нагрузки заданное время, при этом учитывают как снижение нагрузки до ожидаемой величины, так и скорость снижения нагрузки;

- если снижение нагрузки не зафиксировано происходит отключение всего потребителя ЛУУН;

- если снижение зафиксировано, значит, успешно сработали средства ИСУ АОН.

В развитие изобретения при отсутствии фиксации метки времени на конечном измерительном устройстве метку времени назначают системой сбора и передачи информации (ССПИ).

В развитие изобретения при отсутствии фиксации метки времени на конечном измерительном устройстве метка времени назначается на локальном устройстве управления.

В развитие изобретения в состав срезов телеинформации включают дополнительную информацию, вносимую диспетчером через координирующую систему режимной автоматики.

В развитие изобретения модель «узлы/ветви» подготавливается топологическим процессором, а именно:

- узлы, связанные ветвью нулевого сопротивления, выполняют эквивалентными;

- суммарные параметры узлов, таких, как нагрузка, генерация, шунт, вычисляют на основе параметров оборудования энергосистемы.

Набор исходных данных модели узлы/ветви достаточно ограничен. В реальности же в системе присутствует оборудование со своими паспортными данными. Для автоматического формирования упрощенной модели из полной модели используется задача автоматического формирования расчетной модели (топологический процессор).

Причем следует отметить, что упрощение модели выполняется только с точки зрения представления информации. Точность вычислений при этом нисколько не ухудшается. Кроме того, упрощенная модель узлы/ветви не содержит ветвей с сопротивлением близким к нулю. Тем самым улучшается сходимость процесса расчета установившегося режима.

Устройство интеллектуального управления нагрузкой (УИУН) в изолированных энергосистемах в аварийных режимах, выполненное с возможностью интеграции в систему управления объектами электроэнергетики и содержащее комплект аппаратных средств, автоматизированное рабочее место (АРМ), комплект программного обеспечения, отличающийся тем, что комплект аппаратных средств состоит из подсистемы интеллектуального управления нагрузкой (ПИУН), исполнительной системы отключения нагрузки (ИСОН) и локальных устройств управления нагрузкой (ЛУУН), при этом ПИУН, выполнена с возможностью взаимодействия с устройствами управления верхнего уровня - программно-техническим комплексом интеллектуального управления напряжением и реактивной мощностью (ПТК ИУНРМ) для минимизации технологических потерь в электрической сети; и нижнего уровня - исполнительной системой отключения нагрузки (ИСОН), при этом ИСОН содержит интеллектуальную автоматику отключения нагрузок (АОН) и выполнена с возможностью получения управляющих сигналов от противоаварийной автоматики, а также определения перечня отключаемых нагрузок и передачи сигнала телеуправления на отключение нагрузок в локальные устройства отключения нагрузок, а ЛУУН выполнены с возможностью контроля состояния, величины нагрузок, параметров качества электроэнергии электроустановки потребителя отдельного присоединения, а также возможностью отключения или включения нагрузки.

В развитие изобретения подсистема интеллектуального управления нагрузкой (ПИУН) содержит модуль мониторинга состояния основного энергетического оборудования, модуль расчета пределов статической устойчивости и модуль расчета уставок автоматики отключения нагрузок (АОН).

В последнее время особую актуальность приобретает вопрос беспрерывного энергоснабжения, как бытовых потребителей, так и промышленных. Для бытовых потребителей необходимо беспрерывное энергоснабжение в массовом переходе на отопление электрическими источниками тепла. Кроме того, коммунальные службы также крайне чувствительны к отключениям от электричества. Постоянное усложнение промышленных процессов так же делает производство крайне чувствительным к перебоям в электроснабжении. Соответственно время отключения необходимо минимизировать либо по возможности вовсе избежать отключения. Заявленное изобретение находит требуемый баланс между необходимостью предотвращения аварии системной автоматикой и нежелательными последствиями отключения потребителей.

Заявленное изобретение содержит принцип разбиения нагрузки на стороне потребителя на несколько групп в зависимости от «нежелательности» отключения. Принципы группировки могут быть совершено различными и зависят в первую очередь от конечного потребителя. Так, для домов, оборудованных альтернативными источниками тепла, самым нежелательным будет отключение света, и наоборот.

Большой запас вычислительной мощности, существенные коммуникационные возможности, а также широкий территориальный охват аппаратной платформы позволяют создать на базе заявленного изобретения интеллектуальные центры управления функционалом Smartgrid с механизмом прогнозирования возникновения аварийных ситуаций и предотвращении развития аварий.

Особенно актуально использование заявленного изобретения в изолированных эгергосистемах потребителями в изолированных, труднодоступных и островных территориях.

Заявленное изобретение обеспечивает прогнозирование возникновения аварийных ситуаций и предотвращение развития аварий, что увеличивает срок службы изолированных энергосистем и повышает надежность энергоснабжения потребителей в изолированных, труднодоступных и островных территориях.

Краткое описание чертежей

Заявленное изобретение поясняется на графических материалах. На фиг. 1 приведена схема изолированной энергосистемы со встроенным устройством интеллектуального управления нагрузкой.

1 - оперативный информационный комплекс энергосистемы (ОИК);

2 - телеинформация: телеизмерения (ТИ), телесигналы (ТС);

3 - программно-технический комплекс интеллектуального управления напряжением и реактивной мощностью (ПТК ИУНРМ);

4 - автоматизированное рабочее место (АРМ);

5 - прогнозные режимы;

6 - текущий режим сети;

7 - передача ограничений;

8 - статистика по ресурсу энергетического оборудования;

9 - подсистема интеллектуального управления нагрузкой (ПИУН);

10 - модуль расчета пределов по статической устойчивости;

11 - модуль расчета уставок интеллектуального АОН;

12 - модуль мониторинга состояния основного энергетического оборудования;

13 - профили нагрузок;

14 - объем отключения нагрузки;

15 - максимальные и средние токи;

16 - источники реактивной мощности (ИРМ), компенсаторы реактивной мощности (КРМ);

17 - трансформаторы;

18 - генераторы;

19 - исполнительная система отключения нагрузки (ИСОН)

20 - управляющие воздействия (УВ);

21 - противоаварийная автоматика (ПА);

22 -состояние и величина параметров нагрузок;

23 - телеуправление (ТУ), управляющие воздействия (УВ)

24 - локальное устройство управления нагрузкой (ЛУУН);

25 - потребитель отдельного присоединения напряжения 0,4, 6-10 кВ;

26 - потребитель отдельного присоединения напряжения 35 кВ;

27 - потребитель отдельного присоединения напряжения 110-500 кВ;

28 - устройство интеллектуального управления нагрузкой (УИУН).

На фиг. 2 приведена Блок-схема работы подсистемы оптимального управления напряжением и реактивной мощностью энергосистемы.

201 - сбор информации о текущем состоянии системы;

202 - формирование среза данных в модели узлы/ветви;

203 - оценивание состояния;

204 - прогнозирование режима;

205 - расчет пределов по статистической устойчивости и формирование ограничений для ДО;

206 - динамическая оптимизация (ДО) с учетом ограничений;

207 - контроль результатов оптимизации;

208 - расчет уставок интеллектуального АОН;

209 - выдача управляющих воздействий (УВ)

На фиг. 4 - Пассивный эксперимент, где:

(а) - сильно изменяются условия электроснабжения, слабо изменяется нагрузка;

(б) - слабо изменяются условия электроснабжения, сильно изменяется нагрузка.

Осуществление изобретения

Регулирование подключенной к электрической сети нагрузки основано на интеграции в единое информационное пространство всех источников энергии и потребителей. При этом каждое устройство, входящее в состав сети контроля, снабжается компонентами управления, работа которых регулируется программным обеспечением.

Чем сложнее энергосистема, тем больше требуется элементов управления, что приводит к необходимости увеличения капиталовложений и трудозатрат в проектирование и реализацию такого технического решения. В настоящий момент на рынке РФ нет устройств для комплексного управления нагрузкой. Для реализации комплексной системы управления нагрузками необходимо разделить всех потребителей на группы по степени важности, и управлять каждой из них в отдельности, опираясь на приоритеты. Система управления нагрузкой должна автоматически рассчитывать энергопотребление, и в случае превышения установленной для конкретного потребителя величины, возвращать нагрузку в допустимые пределы, отключая неприоритетные группы потребителей или применяя регулирующий эффект нагрузки.

Помимо приоритетов нагрузки должны учитываться и такие характеристики, как допустимые частота, минимальное и максимальное время отключения нагрузок и длительность принудительного отключения.

Использование заявленного изобретения в изолированных энергосистемах в аварийных режимах увеличивает срок службы изолированных энергосистем, позволяет исключить излишние отключения электроприемников потребителей и минимизировать последствия аварийных возмущений в изолированных энергосистемах.

Функционирование устройства интеллектуального управления нагрузкой (УИУН) 28 (фиг. 1) в системе управления объектами электроэнергетики обеспечивается в комплексе с аппаратами по предотвращению возникновения аварийных ситуаций, а также с блокировкой управляющих воздействий (УВ) при срабатывании противоаварийной автоматики (ПА) 21 (фиг. 1), в частности отключения нагрузки.

Отключение нагрузки потребителей электрической энергии (ОН) применяется для предотвращения нарушения устойчивости, ограничения снижения частоты и напряжения, ликвидации перегрузки контролируемых сечений, линии электропередач (ЛЭП) и оборудования. ОН выполняется путем отключения всех электрических связей энергопринимающих установок потребителей электрической энергии с энергосистемой с запретом автоматического повторного включения и автоматического ввода резерва отключенных связей. Под действие ОН могут быть подключены энергопринимающие установки потребителей электрической энергии всех категорий надежности электроснабжения.

При действии ОН минимально необходимый уровень потребления электрической энергии в соответствии с уровнем аварийной или технологической брони обеспечивается путем использования потребителем электрической энергии автономных резервных источников питания с автоматическим запуском, предусмотренных категорией надежности электроснабжения этого потребителя.

Предусмотрены также альтернативы отключению нагрузки при перегрузке электропередачи:

- Отключение (или разгрузка) генераторов в передающей системе;

- Экстренное увеличение генерируемой мощности в приемной системе;

- Временное снижение потребляемой мощности за счет регулирующего эффекта нагрузки по напряжению;

- Управление возбуждением генераторов в приемной системе;

- Деление системы (Вариант: выделение на перегруженную передачу определенного количества генераторов электростанции).

УИУН 28 (фиг. 1) предназначено для регулирования подключенной к электрической сети нагрузки и в случае превышения установленной для конкретного потребителя величины, возвращения нагрузки в допустимые пределы путем отключения неприоритетных групп потребителей или применения регулирующего эффекта нагрузки.

Управление УИУН 28 (фиг. 1) выполняют с использованием автоматизированного рабочего места (АРМ) 4 (фиг. 1) и коммуникационных портов для связи с автоматизированной системой более высокого уровня по протоколу связи МЭК 61850.

В функционал УИУН 28 (фиг. 1) включены:

- подсистема интеллектуального управления нагрузкой (ПИУН) 9 (фиг. 1), которая работает совместно с подсистемой оптимального управления напряжением и реактивной мощностью энергосистемы (ПОУ ИУНРМ) (фиг. 2);

- исполнительная система отключения нагрузки (ИСОН) 19 (фиг. 1), которая по рассчитанному объему отключения нагрузки 14 (фиг. 1) определяет перечень отключаемых нагрузок и в зависимости от ступени автоматики отключения нагрузки (АОН) передает сигнал телеуправления 23 (фиг. 1) на отключение нагрузок в локальные устройства отключения нагрузок;

- локальное устройство управления нагрузкой (ЛУУН) 24 (фиг. 1), которое контролирует состояния и величину параметров нагрузок 22 (фиг. 1) на основе телеинформации: параметры качества электроэнергии электроустановки потребителя отдельного присоединения 25, 26, 27 (фиг. 1) и по команде от ИСОН 19 (фиг. 1) производит отключение или включение нагрузки.

Такое разделение УИУН 28 (фиг. 1) на функциональные подсистемы обеспечивает надежность управления в режиме реального времени. Выход из строя вычислительно-емких математических алгоритмов подсистемы интеллектуального управления нагрузкой (ПИУН) 9 (фиг. 1) не приводит к выходу из строя всей изолированной энергосистемы, а переводит изолированную энергосистему на работу по ранее рассчитанным уставкам АОН, обеспечивающим допустимое управление.

ПИУН 9 (фиг. 1) обеспечивает взаимодействие с устройствами управления верхнего программно-технического комплекса интеллектуального управления напряжением и реактивной мощностью для минимизации технологических потерь в электрической сети; ПТК ИУНРМ 3 (фиг. 1) и нижнего уровня ИСОН 19 (фиг. 1).

ПИУН 9 (фиг. 1) производит расчет запасов устойчивости и расчет уставок интеллектуального АОН.

ПИУН 9 (фиг. 1) состоит из трех функциональных модулей:

- модуль расчета пределов по статической устойчивости 10 (фиг. 1);

- модуль расчета уставок интеллектуального АОН 11 (фиг. 1);

- модуль мониторинга основного энергетического оборудования 12 (фиг. 1).

Подсистема ПИУН 9 (фиг. 1) выполнена с возможностью обеспечения следующих функций:

- Расчет запасов по статической устойчивости с учетом регулирующего эффекта нагрузки;

- Расчет и уточнение значений статических характеристик нагрузки (СХН);

- Передача ограничений 7 (фиг. 1) в блок динамической оптимизации ПТК ИУНРМ 3 (фиг. 1);

- Получение результатов динамической оптимизации от ПТК ИУНРМ 3 (фиг. 1);

- Расчет уставок интеллектуального АОН;

- Передача уставок интеллектуального АОН в ИСОН 19 (фиг. 1).

ИСОН 19 (фиг. 1) функционально представляет из себя интеллектуальный АОН, децентрализованную адаптивную систему управления.

Преимуществом ИСОН 19 (фиг. 1) является действие, опережающее работу всех других видов автоматики. В ИСОН 19 (фиг. 1) с учетом информации, полученной от всех ЛУУН 24 (фиг. 1) и от верхнего уровня ПИУН 9 (фиг. 1), реализуется алгоритм подбора очередей АОН под ступени отключения нагрузки и действие на включение нагрузки. ИСОН 19 (фиг. 1) формирует индивидуальные команды на отключение и включение нагрузки конкретной очереди АОН в ЛУУН 24 (фиг. 1). На выходе ИСОН 19 (фиг. 1) формируется столько команд, сколько предусматривается очередей отключения нагрузки и ее обратного включения. Данные команды должны передаваться от ИСОН 19 (фиг. 1) в ЛУУН 24 (фиг. 1) по резервированным каналам противоаварийной автоматики или по протоколу МЭК 61850.

Основной задачей ИСОН 19 (фиг. 1) является смещение функций АОН в распределительную сеть, разукрупнение ступеней ОН, децентрализация управления устройств ПА 21 (фиг. 1) и организация контроля предшествующего режима на местах.

ЛУУН 24 (фиг. 1) представляет распределенную автоматику, формирующую оптимальный состав отключений и предназначено для контроля параметров электроэнергии потребителя и управления его коммутацией в цикле работы ПА 21 (фиг. 1) (АОН).

Каждая очередь исполнительных устройств ЛУУН 24 (фиг. 1) автоматически настраивается на срабатывание от конкретной команды отключения или включения нагрузки от ИСОН 19 (фиг. 1).

Функции ЛУУН 24 (фиг. 1) в части контроля работы нагрузки, заключаются в:

- контроле технологических ограничений параметров качества электрической энергии;

- контроле суммарной потребляемой нагрузкой мощности;

- протоколировании (логирование) всех поступающих команд от ИСОН 19 (фиг. 1);

- отображении диагностических сообщений о работе нагрузки пользователю.

Локальное устройство управления нагрузкой ЛУУН 24 (фиг. 1) представляет собой измерительный преобразователь со встроенным программным обеспечением.

ЛУУН 24 (фиг. 1) осуществляет измерение параметров режимов электрических сетей переменного трехфазного тока с номинальной частотой 50 Гц, а также выполняют функции телеуправления, телесигнализации и технического учета электроэнергии с обеспечением обмена информацией по гальванически развязанным цифровым интерфейсам RS-485 и Ethernet.

ЛУУН 24 (фиг. 1) предназначены для применения в составе УИУН 28 (фиг. 1) и позволяют создавать распределенные системы телемеханики и ПА 21 (фиг. 1), системы технического учета электроэнергии, системы мониторинга качества электрической энергии и основного энергетического оборудования.

ЛУУН 24 (фиг. 1) поддерживают передачу информации как напрямую в ПИУН 9 (фиг. 1), так и в составе системы интеллектуального АОН, телемеханики через сервера телемеханики или оперативного информационного комплекса энергосистемы (ОИК) 1 (фиг. 1).

ЛУУН 24 (фиг. 1) обеспечивает измерение и передачу по интерфейсам связи RMS параметров режима электрической сети:

- среднеквадратические значения переменного тока и напряжения, активной, реактивной и полной мощностей, энергии активной и реактивной в прямом и обратном направлениях;

- параметров режима электрической сети на основе токов и напряжений основной частоты:

• действующие значения переменного тока, напряжение, активной, реактивной и полной мощностей;

• частоты сети;

• коэффициентов мощности cos ϕ (tg ϕ; ϕ) (пофазно и среднего);

• отдельных параметров качества электроэнергии - напряжение нулевой последовательности (U0), напряжение прямой последовательности (U1), напряжение обратной последовательности (U2), коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности (K2U), коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения (KU), ток нулевой последовательности (I0), ток прямой последовательности (I1), ток обратной последовательности (12), коэффициент несимметрии токов (K2I), коэффициент искажения синусоидальности кривой тока (KI), коэффициент гармонических искажений (THD).

ЛУУН 24 (фиг. 1) обеспечивает выдачу управляющих воздействий (телеуправление) через встроенные дискретные выходы по командам, поступающим по цифровым интерфейсам от ИСОН 19 (фиг. 1). При изменении состояний любого дискретного сигнала события регистрируются, присваивается метка времени и зафиксированное состояние готово для передачи. Точность присвоения метки времени - не хуже 1 мс.

ЛУУН 24 (фиг. 1) оснащен часами реального времени. Наличие часов позволяет присваивать метки единого астрономического времени записям в журнале событий и передавать параметры посредством стандартных протоколов с метками времени. Синхронизация часов осуществляется по протоколу SNTP.

ЛУУН 24 (фиг. 1) производит измерения действующих значений токов и напряжений, а также вычисления полной, активной и реактивной мощности по отдельным фазам с учетом высших гармоник. Для измерения параметров режима электрической сети (действующие значения переменного тока и напряжения, активной, реактивной и полной мощностей, энергии активной и реактивной в прямом и обратном направлениях) используются следующие известные выражения.

Для реализации требуемой точности и режимов работы устройства необходимы следующие характеристики цепей приема аналоговых сигналов:

- Измерения осуществляются от измерительных трансформаторов тока и напряжения напрямую без использования промежуточных преобразователей с: Iном=1 А; 5 А Uном=57,7 В; 100 В, 220, 380, 690 В;

- Длительная перегрузочная способность входов напряжения, не менее, 1,5 Uном (1,8 для входа «разомкнутый треугольник»);

- Длительная перегрузочная способность токовых входов, не менее, длительно 2 Iном, кратковременно (1 с) 40 Iном;

- Динамический диапазон каналов тока, не менее, Iном 0,1-10 (при 50 А на входе 500 мВ на аналого-цифровом преобразователе (АЦП));

- Динамический диапазон канала тока 3I0, не менее, Iном 0,1-10 (при 50 А на входе 3,2 В на МК);

- Потребление на фазу по цепям переменного тока при Iном и переменного напряжения при Uном: не более 0,5 ВА;

- Длительность цикла измерения и опроса, не более 0,1 с;

- Должна производиться проверка достоверности входных аналоговых сигналов;

- Предел основной приведенной погрешности должен быть не больше: ±0,2% или ±0,5%.

Применяется дифференциальный режим работы аналогово-цифрового преобразователя (АЦП) микроконтроллера, при этом согласующий усилитель имеет 2 выхода - прямой и инверсный с одинаковым положительным смещением сигнала. Таким образом вдвое повышается разрядность АЦП и удаляется постоянная составляющая.

Для защиты от перенапряжений устанавливается варистор с напряжением срабатывания 470 В. Сопротивление резисторов делителя напряжения выбрано с учетом требования по обеспечению динамического диапазона входа. С целью снижения основной приведенной погрешности применяются резисторы, имеющие температурный коэффициент сопротивления не более 50ррm/°С. Как и в токовых цепях используется дифференциальный режим работы АЦП микроконтроллера

Для реализации требуемых режимов работы ЛУУН 24 (фиг. 1) содержит цифровые входы.

Цепи цифровой связи ЛУУН 24 (фиг. 1) оснащены интерфейсами, которые позволяют осуществлять интеграцию устройств в системы управления подстанциями, применять удобные способы установки параметров, а также осуществлять управление через локальный компьютер. Для реализации требуемых режимов работы устройства необходимы следующие характеристики и протоколы работы цепей цифровой связи:

- Количество интерфейсов Ethernet - 2 шт.;

- Количество интерфейсов RS-485 - 1 шт.; Протоколы цифровой связи: Modbus RTU, Modbus TCP, ГОСТ Р МЭК 870-5- 101, ГОСТ Р МЭК 870-5-103, ГОСТ Р МЭК 870-5-104; МЭК 61850-8.1, SNTP.

Заявленное устройство использует встроенную в микроконтроллер и внешнюю периферию и память, подключаемую посредством последовательных (UART, SPI, I2C) и параллельных шин (FMC).

ПИУН 9 (фиг. 1) предназначена для поддержания оптимального по критерию устойчивости нормального режима энергосистемы в реальном режиме времени на основе данных телеизмерений и циклического решения оптимизационных задач, а также расчета уставок АОН 11 (фиг. 1).

Подсистема интеллектуального управления нагрузкой использует следующие компоненты ПТК ИУНРМ 3 (фиг. 1):

1. Интеграционная платформа, обеспечивающая:

- Получение телеинформации 22 (фиг. 1) (ТИ, ТС) о текущем состоянии энергосистемы по стандартному протоколу IEC 60870-5-104;

- Выполнение алгоритмов оптимального управления;

- Передачу управляющих воздействий в централизованную координирующую систему режимной автоматики, обеспечивающих оптимальное управление в соответствии с заданной целевой функцией.

2. Архивную базу данных для хранения: архивов информации о состоянии энергосистемы, рабочих данных подсистемы оптимального управления напряжением и реактивной мощностью.

3. Подсистему сообщений, обеспечивающую выдачу сообщений пользователю и протоколирование диагностической информации о работе системы.

Функциональные модули ПИУН 9 (фиг. 1), работающие в цикле управления осуществляют:

- Расчет пределов по статической устойчивости текущего и прогнозного режимов.

- Расчет уставок интеллектуального АОН 11 (фиг. 1).

Расчетный модуль для моделирования электрических режимов (РММЭР), оценивания состояния и оптимизации решает следующие задачи:

- Расчет установившегося режима;

- Оптимизация потерь;

- Ввод в допустимую область по напряжениям;

- Оценивание состояния;

- Расчет потерь;

- Анализ устойчивости;

- Расчет предельных режимов методом утяжеления (статическая устойчивость, предельно допустимые режимы по токам, напряжениям, перетокам);

- Анализ динамической устойчивости;

- Подготовка и работа с мнемосхемами (структурные схемы, схемы электрических соединений).

В рамках ПИУН 9 (фиг. 1) энергосистемы РММЭР выполняет базовые вычислительные функции.

Взаимодействие с вычислительными модулями РММЭР осуществляется с помощью СОМ-сервера.

На фиг. 2 показан блок схема работы подсистемы оптимального управления напряжением и реактивной:

1. Осуществляют сбор информации о текущем состоянии энергосистемы 201 (фиг. 1), для чего используют систему сбора и передачи информации (ССПИ), которая собирает информацию о состоянии энергосистемы от существующего оперативного информационного комплекса энергосистемы (ОИК) посредством инициирования процесса подготовки измерений пригодных для моделирования режимов и оптимизации, таких как:

- получение архивных срезов телеинформации и состояния сети, с помощью которых выполняют процесс обучения и начальный запуск прогнозирования;

- получение текущих срезов телеинформации и состояния сети

- логический контроль целостности получаемых данных;

- формирование среза в модели «узлы/ветви» 202 (фиг. 2) с помощью топологического процессора при этом выполняют привязку телеметрии к однолинейной схеме электрической сети.

2. В ССПИ формируют срез телеинформации 22 (фиг. 1), представляющий собой набор измерений и телесигналов о состоянии сети взятый за определенное время. Одновременность времени определяется метками времени присутствующими в каждом аналоговом измерении или измерении состояния коммутационного аппарата. Метка времени, как правило, передается от конечного цифрового измерительного устройства (цифрового преобразователя). В случае отсутствия фиксации метки времени на конечном измерительном устройстве метка времени назначается на устройстве сбора (ССПИ) или на локальном устройстве управления. В качестве системы сбора используют ССПИ, которая служит для:

- Сбора текущей телеинформации по протоколу МЭК 60870-5-104;

- Формированию и сохранению в базе данных срезов телеинформации с заданной периодичностью;

- Выдаче наборов управляющих воздействий; Ведению архивов принимаемой и выдаваемой информации.

Состав срезов телеинформации 22 (фиг. 1):

- Телеизмерения активной и реактивной (Р, Q) мощности по линиям электропередачи, в том числе, линиям, отходящим к потребителю (питающим нагрузку);

- Измерения напряжения на шинах станций и подстанций;

- Состояния коммутационных аппаратов; Режим работы локальных устройств регулирования:

- Ручное регулирование по номеру ступени;

- Ручное регулирование по величине поперечной проводимости;

- Автоматическое регулирование по напряжению;

- Планируемое время нахождения устройства регулирования в данном режиме работы;

- Положения устройств управляющих аппаратов устройств регулирования (номер текущей отпайки РПН, номер текущей ступени регулирования компенсирующих устройств при ступенчатом регулировании);

- Величина уставки поперечной проводимости компенсирующих устройств (при непрерывном регулировании);

- Величина уставки по напряжению локальных устройств регулирования.

В состав срезов телеинформации 22 (фиг. 1) также включаются дополнительную информацию, вносимую диспетчером через координирующую систему режимной автоматики, так, как режим работы устройств локальной автоматики.

Формирование среза данных и контроль полноты данных осуществляют, используя подсистему оптимального управления напряжением и реактивной мощностью, входящей в программное обеспечение ПТК ИУНРМ 3 (фиг. 1)).

Получение среза телеизмерений и состояния коммутационных аппаратов осуществляется через SQL-запрос к архивной базе данных координирующей системы режимной автоматики. Архивные срезы данных формируются на стороне координирующей системы режимной автоматики.

Состав срезов исходных данных аналогичен составу данных, получаемых оперативно, за исключением того, что данные дополнены меткой времени среза. Метка времени среза, назначается единой для всех параметров среза и может отличаться от меток времени, полученных с устройств.

Так, например, если формируется срез за время t, но некоторые данные не изменялись (например, состояния коммутационных аппаратов) в течение времени θ, то метка времени, полученная с конечного устройства для этих данных будет t-θ. В срез для этих данных должна быть записана метка времени среза t. При этом метка времени устройства также должна присутствовать в срезе в виде отдельного поля.

Далее осуществляется логический контроль входных данных. Полученный срез данных проверяется на соблюдение следующих условий:

- если по присоединению измеряется, как переток мощности, так и состояние коммутационного аппарата, то проверяется их соответствие;

- если есть измерения перетоков мощности по всем присоединениям отходящих от шин, то сумма всех перетоков не должна превышать допустимого небаланса, заданного уставкой;

- при последовательном формировании срезов контролируется изменчивость данных. При этом между двумя последовательными срезами в пределах одного объекта должно быть хотя бы одно изменение в измерениях или состояниях;

- наличие признаков недостоверности в исходных данных.

Для того чтобы актуализировать исходные данные для оценивания состояния 203 (фиг. 2) сопоставляют телеинформацию 22 (фиг. 1): телеизмерение (ТИ)/телесигнал (ТС), с расчетной моделью РММЭР. Такое сопоставление обеспечивается за счет «привязки» ТИ/ТС к расчетной модели.

Привязка осуществляется с графической схемы, представленной в РММЭР, и хранится соответственно в графической схеме. Такой подход позволяет не увеличивать размер расчетной модели до коммутационных схем.

Таким образом, в результате «привязки» связываются элемент графической схемы с одним ТС и несколькими (по числу типов) ТИ.

Например, ТС состояния выключателя, переток Р через выключатель, переток Q через выключатель. Привязка осуществляется по уникальному идентификатору ТС/ТИ. Преобразование измерений и телесигналов до уровня модели осуществляется топологическим процессором.

Под моделью энергосистемы узлы/ветви понимают схему замещения электроэнергетической системы или сети, которая эквивалентна данной электрической схеме и адекватно отражает процессы, происходящие в ней. В схеме замещения реальные элементы сети (физические устройства) заменяются идеализированными элементами (активными сопротивлениями, емкостями, индуктивностями, идеальными трансформаторами, задающими токами и мощностями). Схему замещения представляют в виде графа, состоящего из узлов и соединяющих их ветвей.

Под узлом понимается набор соединенных элементов одного класса напряжения, имеющих сопротивление равное нулю, либо близкое к нулю, которым для данного вида расчета можно пренебречь. Примером узла могут служить: шины подстанции, место присоединения отпайки на лини электропередачи.

Ветвью называют участок электрической цепи, соединяющий два узла и, как правило, имеющий ненулевое сопротивление. К каждому узлу может подходить от 1 до нескольких ветвей. Примеры ветвей: трансформаторы, воздушные и кабельные линии, продольные реакторы.

Идентифицируются ветви тремя числами: «№ узла начала ветви», «№ узла конца ветви», «№цепи». Если два узла соединяют несколько параллельных ветвей, то номер цепи задается разным для каждой цепи. Для одноцепных линий номер цепи задается равным нулю. Линии электропередачи (ЛЭП) на схеме замещения представлены ветвью с продольным сопротивлением и поперечной проводимостью.

Набор исходных данных модели узлы/ветви достаточно ограничен. В реальности же в системе присутствует оборудование со своими паспортными данными. Для автоматического формирования упрощенной модели из полной модели используется задача автоматического формирования расчетной модели (топологический процессор).

Причем, следует отметить, что упрощение модели выполняется только с точки зрения представления информации. Точность вычислений при этом нисколько не ухудшается. Кроме того, упрощенная модель узлы/ветви не содержит ветвей с сопротивлением близким к нулю. Тем самым улучшается сходимость процесса расчета установившегося режима. Модель узлы/ветви подготавливается топологическим процессором, а именно:

- Узлы, связанные ветвью нулевого сопротивления, эквивалентируются;

- На основе данных по оборудованию вычисляются суммарные параметры узлов (нагрузка, генерация, шунт).

3. Программным обеспечением ПТК ИУНРМ 3 (фиг. 1) (программный блок или, по-другому, модуль оценивания состояния 203 (фиг. 2) - компонент подсистемы оптимального управления, производят оценку состояния, которая заключается в получении такого установившегося режима, который был бы наиболее близок к имеющимся измерениям. Результатом работы задачи оценивания состояния является:

- Расчет всех параметров текущего режима (активных и реактивных мощностей нагрузки и генерации, модулей и фаз узловых напряжений, перетоков активных и реактивных мощностей) и отбраковка ошибочной телеинформации по данным телеизмерений (ТИ) и телесигналов (ТС) о положении коммутационной аппаратуры;

- Расчет ретроспективных режимов на основе архива телеметрии в ССПИ;

- Достоверизация всех параметров, используемых в расчете режимов;

- Подготовка исходной модели для других задач комплекса (установившийся режим, оптимизация и др.).

Решение задачи оценивания состояния 203 (фиг. 2) проводится двумя методами: статическим и динамическим.

Задача статического оценивания состояния решается независимо для каждого момента времени и позволяет получить сбалансированный установившийся режим для каждого среза измерений.

Задача динамического оценивания состояния обновляет свое состояния при переходе от одного среза к другому, тем самым учитывая изменение режима работы ЭЭС во времени. Эти два метода оценивания состояния дополняют друг друга взаимно, верифицируя результаты оценивания.

Программным обеспечением ПТК ИУНРМ 3 (фиг. 1) производится прогнозирование режимов на основе искусственной нейронной сети (ИНС). Результаты динамического оценивания состояния принимаются, как итоговый результат оценивания состояния только в том случае, если точность оценок, получаемая динамическим оцениванием состояния, превышает точность оценок полученных методом статического оценивания состояния. Точность оценок определяется по величине суммарного относительного отклонения. Если результаты динамического оценивания состояния лучше результатов статического, то методами динамического оценивания состояния проводится краткосрочное прогнозирование режима глубиной до 1 мин.

Результаты краткосрочного прогнозирования режимов используются для оценивания состояния на следующих шагах по времени. Это позволяет выполнять оценивания состояния в случае пропадания или задержки в получении части измерений. Прогнозные измерения используются со значительно большей дисперсией, чем измеренные. Величина изменения дисперсии спрогнозированных измерений настраивается при пусконаладке системы Для решения задачи статического оценивания состояния используется метод взвешенных наименьших квадратов. На сегодняшний день такой подход является классической постановкой задачи оценивания состояния. В классической постановке наиболее распространенным методом решения задачи оценивания состояния является метод взвешенных наименьших квадратов, основанный на минимизации следующей целевой функции:

- измеренные параметры режима,

v (х) - вычисленные параметры режима по значениям вектора состояния системы х.

Матрица R_v - ковариационная матрица, при отсутствии корреляционной зависимости между различными измерениями представляющая собой диагональную матрицу дисперсий измерений

- количество измерений.

Результатом оценивания состояния 203 (фиг. 2) является вектор состояния, содержащий оцененные значения напряжений и углов напряжений для каждого узла,

- общее количество узлов электрической сети.

Следует отметить, что ввиду явной недостаточности измерений, используются и так называемые псевдоизмерения, то есть экспертные значения нагрузки и генерации полученные, например, на основе контрольных замеров или других данных.

Для определения минимума целевой функции решается система нелинейных уравнений, полученных приравниванием нулю градиента целевой функции:

Решение данной системы уравнений выполняется путем линеаризации нелинейных уравнений в каждой точке и применением метода Ньютона-Рафсона с выбором оптимального шага на каждой итерации.

Для оценки схемы, нужно указать базисный узел - узел, являющийся опорным по напряжению и с нулевой фазой напряжения. Так как напряжение в базисном узле фиксированное, важно задавать в качестве базисного узел с достоверным измерением напряжения.

В блоке статического оценивания состояния оценивания состояния имеется функция предварительной отбраковки ошибочных измерений: отбраковывает только напряжения в узлах и перетоки в ветвях, а нагрузки и генерации алгоритмом отбраковки не затрагиваются.

Блок оценивания состояния (отдельный программный модуль в составе ПТК ИУНРМ 3 (фиг. 1) автоматически составляет группы ТИ, в которых с большей или меньшей точностью возможна проверка правильности баланса ТИ на основе законов Кирхгофа или взаимоувязка ТИ на основе законов контурных напряжений. Например, возможна проверка совпадения алгебраической суммы измерений перетоков мощности во всех подходящих к узлу ветвях и измеренной нагрузки узла; проверка совпадения замеров перетоков мощности в начале и в конце ветви с приближенным учетом потерь и емкостной генерации ветви; проверка совпадения замеров перетоков в параллельных ветвях и т.п. Такой подход известен как метод контрольных уравнений.

Далее, в зависимости от заданной точности ТИ, от величины не баланса и от заданного порога допустимости небаланса, все ТИ, входящие в данную балансную группу, могут быть признаны достоверными или сомнительными (а также могут быть введены промежуточные градации между достоверностью и сомнительностью).

Каждое такое измерение задается тремя параметрами: признаком измерения, измеренной величиной и точностью. Признаки измерений задаются на этапе пуско-наладки системы. В дальнейшем они могут корректироваться в ходе ее эксплуатации. Признаки измерений имеют следующие условные обозначения: N - забраковано длительно. Этот признак может быть выбран для забраковки телеизмерения. S - статистические данные. Для нагрузочных и генераторных узлов, для которых в базовом режиме задано значение нагрузки или генерации, в случае отсутствия телеизмерения, подставляется значение из базового режима. Если имеются данные о графиках нагрузок, то будут подставляться статистические данные с учетом графиков нагрузок. # - забраковано. Этот признак выставляется автоматически, в случае если алгоритм отбраковки плохих измерений забраковал данное измерение. Таким образом, в этот узел будет «списываться» небаланс по окружающей части сети.

В качестве точности измерения задается дисперсия измерения. Следует учитывать, что точность измерения, полученного от устройств ТМ, определяется суммарной погрешностью всего измерительного тракта. Для большей очевидности в качестве точности может быть заданы среднеквадратичные отклонения. Это отразится только на величине целевой функции. При этом важно, чтобы по всем измерениям использовался один подход к заданию точности измерений (или дисперсия или среднеквадратичное отклонение). Минимально допустимое значение точности - 0,1. Для большинства нагрузок рекомендуемое значение точности 20-30% от исходной величины нагрузки, для нагрузок со значительной вариабельностью (например, тяговая ЖД) - 40-80%.

Рекомендуемая точность: 1) Точность измерения напряжений в узлах задаются в соответствии с экспертно принятой средней точностью трансформатора напряжения 1%, то есть: в сети 110 кВ - 1; в сети 220 кВ - 2; в сети 500 кВ - 5 в узлах напряжением менее 35 кВ - 0,5.

2) Точность измерения перетоков P,Q задаются равной: напряжение меньше 110 кВ - от 0,5 до 1; в сети 110 кВ - 2; в сети 220 кВ - 4; в сети 500 кВ - от 10 до 28.

3) Точность измеряемых нагрузок/генераций в среднем задаются 2-3% от максимальной величины нагрузки/генерации.

4) Для статистически заданных (не измеряемых) нагрузок точность задается от 20 до 30% от их текущего значения для большинства нагрузок, а для нагрузки полностью или частично являющейся тяговой - от 40 до 60%.

Относительное отклонение расчетного значения параметра от его измеренной величины вычисляется по формуле

θ_i - дисперсия измерения.

Относительное отклонение - безразмерная относительная величина.

Для нагрузок и генераций узлов θ_i со знаком "+" означает наличие в узле избыточной мощности в сравнении с измеренной или статистически рассчитанной величиной, со знаком "-" - недостаточной.

Практическая полезность относительного отклонения в том, что оно характеризует степень, грубость нарушения измеренной величины независимо от абсолютного значения этого нарушения и от заданной точности, т.е. величина относительного отклонения является инвариантным показателем относительно указанных величин. Для группы связанных узлов, для отдельных участков схемы сети показывает, как правило, общую для группы узлов тенденцию к избытку или недостатку мощности, обусловленную измерениями перетоков мощности в ветвях по границам этой группы узлов и их суммарной нагрузкой и генерацией. Для большей информативности и наглядности величина тенденции к избытку или недостатку мощности вычисляется также и для узлов, в которых нет нагрузки или генерации и отображается также в форме относительного отклонения.

Важной величиной при анализе оценивания состояния является суммарное относительное отклонение, вычисляемое как сумма по всем измерениям по следующей формуле:

Узлы, в которых нет измерения, не участвуют в расчете суммарного отклонения (хотя для них и вычисляется относительное отклонение). Также в расчете суммарного отклонения не участвуют забракованные измерения, измерения балансирующих узлов, измерения в отключенных линиях.

Алгоритм расчета начального значения мощностей нагрузок. Возможны несколько путей задания начального значения нагрузок узлов

- Имеется ТИ активной и реактивной мощности нагрузки:

- Имеется ТИ только активной мощности.

Значение реактивной мощности будет вычислено с использованием заданного tg(φ) нагрузки:

- Имеется ТИ только тока нагрузки. Значения активной и реактивной мощности вычисляются по заданному номинальному напряжению нагрузки и tg(φ);

- ТИ нагрузки отсутствуют или признаны ошибочными. Начальное значение активной мощности вычисляется путем интерполяции между зимним и летним максимум нагрузки с помощью коэффициента «зима-лето».

Этот коэффициент задается соответствующим графиком и в процессе расчетов автоматически корректируется. При наличии у нагрузки ссылки на один из типовых суточных графиков приведенные выше расчеты будут выполняться с учетом такого графика.

Реактивная мощность будет вычислена с помощью tg(φ).

Задача динамического оценивания состояния решается с использованием фильтра Калмана. Для прогнозирования слабоизменчивых компонент вектора состояния системы на короткий промежуток времени используется динамическое оценивание состояния на базе модификации фильтра Калмана. Время упреждения может быть от нескольких секунд (интервал между получением данных измерений (среза) в момент времени k и в момент времени k+1) до 1 мин. Фильтр Калмана является классическим методом динамического оценивания состояния.

Блок динамического оценивания состояния не требует ввода дополнительных исходных данных сверх тех, что задаются для статического оценивания состояния. Однако, для того чтобы динамическое оценивание состояния начало выдавать адекватные результаты требуется время для накопления статистики.

При наличии архивной базы данных возможно накопление статистики, используя ретроспективную информацию из нее. Для контроля за работой алгоритма оценивания состояния предусмотрена выдача пользовательских сообщений. Для обобщенного контроля за работой блока оценивания состояния используются значения суммарной относительной ошибки алгоритмов статического и динамического оценивания состояния.

4. Прогнозирование режимов (фиг. 3) в подсистеме оптимального управления режимом и реактивной мощностью выполняется комбинированным алгоритмом, использующим прогнозирование на основе графиков нагрузки и машинного обучения с использованием искусственных нейронных сетей.

Глубина прогнозирования до 1 суток.

В качестве иерархических графиков нагрузки применяется комбинация суточных графиков и годовых коэффициентов.

Р_н0 - начальное значение мощности нагрузки или генерации в базовом режиме.

P_сг.з - значение коэффициента зимнего суточного графика активной мощности в относительных единицах для данного момента времени,

P_сг.л - значение коэффициента летнего суточного графика активной мощности в относительных единицах для данного момента времени, К_з - «коэффициент зимы», задаваемый для каждого месяца. Значение равное 1 соответствует работе только по зимнему графику, 0 - только по летнему.

Значение для конкретного дня каждого месяца вычисляется линейной аппроксимацией по значениям для соответствующих месяцев. Значение реактивной мощности нагрузки вычисляется с использованием заданного для каждой нагрузки отношения между активной и реактивной мощностью tg(φ). В результате прогнозирования по иерархическим графикам нагрузки получаются прогнозные значения измерений и оценки дисперсий измерений:

i - текущий момент времени, τ - глубина прогнозирования.

Дисперсия σ(τ) экспоненциально зависит от глубины прогнозирования

Возможно применение уточненного прогнозирования с использованием ИНС. В качестве базовой архитектуры ИНС для прогнозирования режимов применена рекуррентная нейронная сеть LSTM. Использование рекуррентных LSTM сетей для прогнозирования нагрузки позволяет получить результаты, не уступающие сетям FCRBM.

При этом на основе сетей LSTM возможно построение глубоких сетей, что в свою очередь позволяет выявить более сложные зависимости в исходных данных. Такая архитектура ячейки LSTM решает проблему исчезающих градиентов, которая мешала рекуррентным сетям обучать долгосрочные зависимости.

Одной из важных особенностей исходных данных для решения задачи оптимального управления напряжением и реактивной мощностью является их вероятностный характер. Входные измерения задаются не просто значением, но также сопровождаются дисперсиями. Это дает дополнительную информацию для обучения нейронной сети. Кроме того, если на выходе нейронной сети мы будем иметь не только значения параметров режима, но и распределения вероятностей для этих параметров, то такая информация позволит принимать более обоснованные решения по управлению режимами на основе результатов прогнозирования. Поэтому для решения задачи прогнозирования применены Байесовские ИНС. Построить Байесовскую нейронную сеть, учитывающую вероятности параметров ИНС можно применив метод Байесовского обратного распространения (Bayes By Backprop или сокращенно ВВВ).

Метод Bayes by Backprop (ВВВ) позволяет получить апостериорное распределение весов нейронной сети

d - размерность пространства параметров нейронной сети.

Это распределение, как правило, является распределением Гаусса.

Входными значениями алгоритма прогнозирования для каждого рассматриваемого момента времени являются замеренные значения напряжений в узлах электрической сети, перетоки активной и реактивной мощности в ветвях и измерения инъекций активной и реактивной мощности в узлах (нагрузка и генерация). Также при наличии векторных измерений в исходных данных могут присутствовать замеренные углы напряжений.

Вектор входных измерений может быть отсортирован в соответствии с оптимальным с точки зрения сходимости порядком узлов или быть неупорядоченным.

Архивная база данных исходных данных для прогнозирования режима заполняется программно-технический комплекс интеллектуального управления напряжением и реактивной мощностью для минимизации технологических потерь в электрической сети; ПОУ ИУНРМ. Кроме архивных данных измерений, преобразованных в модель узлы/ветви, для работы алгоритма прогнозирования требуется информация о дисперсиях измерений. Данная информация подготавливается в процессе пуско-наладки блока оценивания состояния.

Блок прогнозирования с использованием ИНС в качестве прогноза выдает вектор спрогнозированных измерений, а также среднеквадратичное отклонение каждой прогнозируемой величины от фактического измерения на тестовой выборке:

n_t - количество срезов в тестовой выборке,

- тестовое значение,

- измеренное значение.

Итоговым показателем точности прогноза является суммарное среднеквадратичное отклонение по всем прогнозируемым измерениям. Среднеквадратичное отклонение σ² используется для вычисления дисперсии, которая в свою очередь используется для получения обобщенного результата прогнозирования методом оценивания состояния Предложенная архитектура и алгоритм прогнозирования позволяет надежно отстроится от ошибок прогнозирования уточненного метода. Экспертный подход с использованием многоуровневых графиков нагрузки дает более надежный прогноз, но с большой дисперсией. Уточненный алгоритм с использованием ИНС дает прогноз с меньшей дисперсией. При этом возможные флуктуации уточненного прогноза сразу нивелируются вычислением среднеквадратичного отклонения (и соответственно, дисперсии) и последующим оцениванием состояния.

Для контроля за работой алгоритма прогнозирования предусмотрена выдача следующей информации и диагностических сообщений:

- Прогнозный режим (на схеме и в таблицах).

- Величины относительных отклонений измерений (на схеме и в таблицах).

- Величины дисперсий измерений (на схеме и в таблицах).

- Обобщенный показатель качества уточненного прогноза (суммарное среднеквадратичное отклонение

- При долговременном ухудшении качества уточненного прогноза выдается аварийное сообщение.

5. Программным обеспечением ПТК ИУНРМ 3 (фиг. 1) производится расчет пределов статической устойчивости. Под статической устойчивостью понимается возможность синхронной работы синхронных электрических генераторов и синхронных двигателей ЭЭС при медленных изменениях нагрузки. Задача расчета статической устойчивости оценить на основе циклических расчетов установившихся режимов (УР). Критерием нарушения статической устойчивости является отсутствие сходимости УР после постепенного утяжеления режима. Для нахождения предельного режима методом утяжеления задается траектория утяжеления, т.е. список узлов в которых изменяется генерация и нагрузка и начальный шаг изменения для каждого узла. В рамках задачи интеллектуального управления нагрузкой основной задачей является формирование задания в ПТК ИУНРМ 3 (фиг. 1) в виде ограничений. Траектория утяжеления может быть получена автоматически на основе разницы между оптимальным и исходным режимом. Двигаясь дальше по данной траектории методом утяжеления, мы можем получить предельный режим, как по статической устойчивости, так и по режимным или технологическим ограничениям. Расчет запасов по устойчивости выполняется с учетом статических характеристики нагрузки по напряжению Р_н (U,f)P(G), Q_н(U,f) и частоте.

Статические характеристики нагрузки задаются отдельно для Р и для Q в виде коэффициентов полинома.

Для активной мощности нагрузки задаются коэффициенты А₀, A₁, А₂, A_f для вычисления зависимости мощности нагрузки от напряжения и частоты по формуле:

Для реактивной мощности нагрузки задаются коэффициенты В₀, B₁, В₂, B_f для вычисления зависимости мощности нагрузки от напряжения по формуле:

Статические характеристики нагрузки по напряжению и частоте не сводятся в точности к квадратичным полиномам. Зависимости от напряжения значительно более сложные, и их математическое описание при представлении в полиномиальной форме должно содержать большое число коэффициентов. Форму представления СХН приходится упрощать. Главным образом, из-за того, что количественно можно определить только малое число коэффициентов, входящих в формулы, описывающие СХН. Коэффициенты старших степеней не имеют столь же стабильной основы как коэффициенты до второй степени включительно. Однако, при описании СХН для целей оптимального управления квадратичных полиномов вполне достаточно. При отсутствии достоверной информации об СХН узла энергосистемы, используются обобщенные типовые коэффициенты, различающиеся в зависимости от класса напряжения и характера моделируемой нагрузки.

6. Режимные ограничения являются входными данными для алгоритма оптимального управления напряжением и реактивной мощностью. В качестве режимных ограничений выступают:

- Ограничения по уровню напряжения в узлах электрической сети (минимальные и максимальные);

- Ограничения на инъекцию реактивной мощности в узлах электрической сети, представляющих собой генераторы и компенсирующие устройства;

- Ограничения по току в ветвях модели узлы/ветви, соответствующие токовым ограничениям по ВЛ и трансформаторам;

- Ограничения по перетоку мощности в ветвях модели узлы/ветви, соответствующие ограничениям по мощности ВЛ и трансформаторов. Режимные ограничения автоматически вычисляются в цикле интеллектуального управления нагрузкой алгоритмом анализа запасов по статической устойчивости и режимным ограничениям алгоритмом утяжеления. Важной особенностью режимных ограничений является их соответствие режиму работы ЭЭС (нормальный, ремонтный, аварийный, послеаварийный, вынужденный и т.п.).

Для однозначности терминологии режим работы ЭЭС назван «тип» режима. Для каждого момента времени может быть сформулирована следующая задача оптимизации в детерминированной постановке:

u - элементы вектора U напряжений в узлах электрической сети. Оптимизация производится с учетом следующих ограничений на изменения параметров режима:

Уравнения установившегося режима электрической сети формируются в виде ограничений равенств к задаче оптимизации:

В случае нарушения запасов устойчивости выполняется задача ввода режима в допустимую область по устойчивости с заданным коэффициентом запаса. Для этого решается следующая оптимизационная задача:

δ - нарушение границ устойчивости,

U₁ - напряжения в узлах нагрузки.

В результате формируются ограничения по напряжению для всех узлов энергосистемы:

Методы экспериментального определения характеристик нагрузки делятся на два класса: метод активного эксперимента и метод пассивного эксперимента (Фиг. 3).

Активный эксперимент подразумевает под собой принудительное изменение напряжения в узле энергосистемы.

Изменение напряжения в достаточно узком диапазоне (до ±10%) практически не опасно для потребителей и, если это технически выполнимо, может быть допущено для любого узла нагрузки.

Корректировка СХН выполняется в процессе пассивного эксперимента, состоящего в использовании всегда имеющихся в энергосистеме вариаций частоты и напряжения. Зарегистрировав эти вариации и соответствующую реакцию на них активной и реактивной нагрузки, в результате статистической обработки можно определить линии регрессии (JIР) Р_н на U и Q_н на U, характеризующие их усредненные зависимости. При пассивном эксперименте в узле измеряемой нагрузки должны быть достаточно большие вариации напряжения, обусловленные другими нагрузками.

Пассивный эксперимент для определения СХН возможен только в периоды стационарности нагрузки (к примеру, суточный максимум или минимум). В это время флуктуации нагрузки в разных узлах не коррелированы. Если изменения условий электроснабжения и изменения параметров электроприемников в измеряемой нагрузке не коррелированы, то при совместном действии обоих этих факторов данные замеров в координатах P_Н(U) образуют некоторое пятно. Если эти изменения подчиняются нормальному закону распределения, то пятно образует эллипс.

В первом из этих случаев определение ЛР дает результат, близкий к линии АВ, соответствующей СХН измеряемой нагрузки (Фиг. 3 (а)), но во втором случае результат ЛР никак не отвечает СХН (Фиг. 3 (б)).

Интеллектуальный АОН (ИСОН) позволит минимизировать отключение нагрузки за счет:

- вычисления требуемого объема отключения нагрузки непосредственно при выдаче управляющего воздействия

- динамического АОН - выдачи воздействий несколькими ступенями, разнесенными во времени, с учетом динамики развития аварии;

- «мерцающий АОН» - технология оптимизации отключения отопительной нагрузки.

Принцип работы АОН заключается в равенстве суммарного объема мощности отключаемой нагрузки объему мощности управляющего воздействия.

P_YB - объем мощности управляющего воздействия; Р_ОН - мощность одной отключаемой нагрузки; i - количество отключаемых нагрузок (порядковый номер нагрузки).

Для решения данного уравнения в существующей АОН приняты следующие допущения:

- Отключаемые нагрузки, заведенные под действие АОН, сгруппированы по ступеням отключения нагрузки фиксированной мощности, при чем, объем мощности ступени с большим порядковым номером включает объем мощности ступени с предыдущим порядковым номером.

P_СTj - объем мощности ступени отключения мощности; P_j - шаг мощности отключаемой нагрузки j-ой ступени. Объем мощности ступени отключения нагрузки равен объему мощности управляющего воздействия:

Мощность каждого управляющего воздействия задается в зависимости от конфигурации соответствующих ступеней ОН сформированных в АОН. Мощность ступени ОН равна суммарной мощности сгруппированных команд ОН (подгрупп ОН) и мощности ступени с предыдущим порядковым номером. Мощность команд ОН (подгрупп ОН) равна суммарной мощности нагрузки потребителей, заведенных под данную команду на подстанционном уровне в месте фактического реализации отключения. Мощность нагрузки потребителя при расчете мощности УВ выбирается, исходя из накопленных ранее, статистических данных и может оперативно корректироваться. Оперативная корректировка (корректировка объемов мощности УВ) используется редко, обычно при смене сезона года, ввиду высокой трудоемкости. В действительности на практике, ввиду низкой информационной емкости каналов передачи аварийных команд, в центральном устройстве отключения нагрузки доступны только предварительно сгруппированные подступени, а не отдельные нагрузки.

Данная группировка подступеней выполняется на местах переприема команд отключения нагрузки по большей части в местах реализации отключения отдельных потребителей.

Сбор информации о вводе или выводе отдельного потребителя на уровне подстанционного устройства отключения нагрузки выполняемой оперативной накладкой или ключом, а так же текущее оперативное состояние, режим и готовность схемы отключения не автоматизирован, отсутствует обратная связь и требует постоянного контроля оперативным персоналом, а для центрального устройства отключения и противоаварийных автоматик дозирующих управляющие воздействия может быть необходимость коррекции уставок, требующая проведения постоянного анализа. Из всего выше сказанного следует что равенство (30 не соблюдается, вследствие чего в объеме управляющих воздействий заведомо включен значительный запас по мощности. Данный запас варьируется в зависимости от времени суток, сезонного периода, характера технологического цикла потребителя и в определенных ситуациях, с учетом наложения отказов/неисправностей в цепях отключения отдельного потребителя, может проявиться недопустимое недоотключение.

Для достижения всех преимуществ адаптивного АОН требуется перевод всех устройств АОН на единообразный принцип цифрового АОН. Это позволит реализовать функции адаптивного АОН, такие как:

- формирование динамических ступеней ОН или набор объема мощности отключения нагрузки

- согласованная работа управляющих воздействий на отключение нагрузки;

- гарантированное отключение объема мощности или обеспечение заданного уровня потребления;

- контроль доступного объема мощности отключения;

- подготовка балансирующих УВ на устройство выбора отключаемых генераторов;

- разгруппировка нагрузки потребителя на приоритетную и второстепенную.

Большой запас вычислительной мощности, существенные коммуникационные возможности, а также широкий территориальный охват аппаратной платформы позволяют создать на базе этого оборудования интеллектуальные центры управления функционалом Smartgrid. Представляется возможным решать следующие задачи:

- Реализация «щадящего» АОН. Т.е. по возможности отключение не критичной для потребителя нагрузки, как в бытовом сегменте потребителей, так и в промышленном.

- Сглаживание пиков потребления в ЭЭС. Путем введения льготных тарифов на не приоритетную нагрузку.

- Ликвидация перегрузок в сети 10 кВ и ниже. С контролем топологии сети (реклоузеры).

- Учет обратной генерации у потребителя. В случае потребитель использует альтернативные источники энергии он может организовать выдачу мощности обратно в сеть в часы пик. Возможно также в случае дефицита мощности в ЭЭС, например, по команде диспетчера.

В последнее время особую актуальность приобретает вопрос беспрерывного энергоснабжения, как бытовых потребителей, так и промышленных. Для бытовых потребителей основная причина в массовом переходе на отопление электрическими источниками тепла, бойлерами и т.п. Кроме того, коммунальные службы также крайне чувствительны к отключениям электричества. Постоянное усложнение промышленных процессов так же делает производство крайне чувствительным к перебоям в электроснабжении. Соответственно время отключения необходимо минимизировать либо по возможности вовсе избежать отключения. Необходимый баланс между необходимостью предотвращения аварии системной автоматикой и нежелательными последствиями отключения потребителей, можно найти с помощью реализации выборочного действия АОН.

Для этого необходимо разбить нагрузку на стороне потребителя на несколько групп в зависимости от «нежелательности» отключения. Принципы группировки могут быть совершено различными и зависят в первую очередь от конечного потребителя. Так, для домов, оборудованных альтернативными источниками тепла, самым нежелательным будет отключение света, и наоборот.

Предлагается вариант двухступенчатого алгоритма «щадящего» АОН. Производится попытка отключения средствами SmartGrid на стороне потребителя в случае неудачи производиться отключение классическими средствами, т.е. всего фидера на подстанции, где установлено оборудование ЛУУН.

Предлагается следующий укрупненный алгоритм АОН:

- При возникновении управляющего воздействия (УВ) для АОН определяется величина нагрузки для быстрого отключения <50 мсек. Остаток выделяется в отдельную группу для реализации «щадящего» отключения.

- Раздаются задачи (требуемые величины ОН в зависимости от значений до аварийного потребления) для каждого из устройств ЛУУН.

- Устройства формируют необходимый перечень отключаемых потребителей на основе заранее подготовленных данных по потребителям.

- По каналам связи от ЛУУН отправляется команда до вводного щитка потребителя.

- Внутреннее интеллектуальное вводное устройство отключает необходимую группу.

- ЛУУН ожидает снижение нагрузки некоторое заданное время. Причем возможно как ожидание снижение потребления до ожидаемой величины, так и учет скорости снижения нагрузки на фидере.

- Если снижение не зафиксировано происходит отключение всего фидера.

- Если снижение зафиксировано, значит, алгоритм отработал успешно.

При подготовке управляющих воздействий противоаварийная автоматика вычисляет воздействия в два этапа. На первом этапе выполняется укрупненное вычисление требуемого воздействия на полной схеме района противоаварийного управления. В результате мы получаем противоаварийные воздействия, которые гарантированно возвращают систему к устойчивому и допустимому по перетокам режиму. На втором этапе производят уточненный расчет управляющего воздействия для разукрупнения воздействия на отключение нагрузки и в конечном счете уменьшения общего объема отключаемой нагрузки. Этот расчет проводится по каждому узлу нагрузки отдельно.

В практических расчетах вычисление противоаварийных воздействий сводится к следующему алгоритму. До начала расчета противоаварийных воздействий задаются возможные управляющие воздействия. Величина воздействия на отключение нагрузки определяется ступенью отключения нагрузки в узле, которая, как правило, меньше или равна величине нагрузки фидера, заведенного под АОН. Далее моделируются возможные аварийные события и для каждого аварийного события моделируются заранее заданные сценарии ликвидации аварии. Если расчет послеаварийного режима успешен и пределы по току в нем не нарушены, то считается, что он может существовать. Среди всех успешных противоаварийных воздействия выбирается минимальное. Минимизировать вычисления можно отсортировав противоаварийные воздействия от меньшего к большему и в случае, если противоаварийное воздействие успешно, то расчет дальше не выполняется. Успешное противоаварийное воздействие также проверяется на устойчивость динамического перехода. Расчет противоаварийных воздействий на первом этапе, как правило, производится в режиме offline при настройке противоаварийной автоматики. В результате вычисления получаем общий объем отключения. Данный объем отключения позволяет ликвидировать возможную аварию, но имеет достаточно большой запас по устойчивости, что приводит к избыточному отключению нагрузки. Уточненный расчет требуемых противоаварийных воздействий.

Следующим этапом производится уточненный расчет требуемых противоаварийных воздействий, который учитывает временные характеристики нагрузки и производится на динамической модели энергосистемы. Данные расчеты предлагается проводить в режиме online в системе ИСОН. Исходной схемой для расчета управляющих воздействий является схема, на которой представлен только один узел нагрузки. Система представлена эквивалентным генератором, а каждая нагрузка представлена своей реальной измеренной величиной.

Эта схема эквивалентируется до схемы, в которой нагрузки подключены непосредственно к одному узлу. Расчет каждого динамического перехода оптимизируется с целью определения максимального времени отключения единичной нагрузки и минимизации отключения нагрузок.

Алгоритм вычисления следующий:

- Для каждого противоаварийного воздействия, полученного в результате расчета на первом этапе, производится расчет динамического перехода. В случае, если воздействие не нарушает динамическую устойчивость системы, то производится его оптимизация следующим образом.

- Выполняется разбиение воздействия (выраженного в отключении определенного объема нагрузки) на ступени в соответствии с возможностью разукрупнения нагрузки интеллектуальными устройствами ОН.

- Далее выполняется повторное моделирование динамического перехода таким образом, что моделируется отключение нагрузки не сразу, а по частям с паузами между выдачей воздействий. В результате вычисления, получаем разбиение нагрузки по ступеням с заданной скоростью отключения.

Данный расчет достаточно просто можно выполнить с помощью метода площадей. Начальная мощность нагрузки Р₀ и аварийная мощность Р_А известны заранее из первого этапа расчета, выполняемого в offline. Известны мощности нагрузок ΔP_i и минимальные времена отключения каждой из нагрузок. Следует отметить, что на данном этапе не требуется четкого разбиения на конкретные нагрузки. Важно понять дискретность нагрузки. Средняя величина отключаемой нагрузки определяется, как:

ΔPi - величина каждой нагрузки n - количество нагрузок, участвующих в данном обобщенном воздействии. Так как число единичных нагрузок в узле достаточно большое, и мы равномерно разбили нагрузки на ступени, то можно условно считать, что мощность нагрузки узла изменяется по линейному закону.

В этом случае площадь ускорения будет равна

Δδ - изменение угла генерации, соответствующее времени, в течение которого производятся воздействия на отключение нагрузки. При этом по изменению мощности это будет эквивалентно одному воздействию через время Δt на величину ΔР. Площадь торможения при этом равна:

Откуда определяем максимальный угол выдачи воздействий:

Зная отклонение угла и постоянную инерцию системы, можно найти время, за которое произойдет отклонение угла Δδ. После того как получено максимальное время отработки воздействия, вписываем реальные воздействия в полученную линейную характеристику так, чтобы площадь не получалась больше, чем линейное усреднение. Если есть запас по отключаемой нагрузке, то для обеспечения резервирования можно сформировать несколько взаимно резервируемых наборов нагрузки. При нормальной работе системы (когда нет аварий) производится настройка и оптимизация системы для передачи команд. Передаются псевдокоманды на отключение, замеряется время передачи команды, делается поправка на отработку команды непосредственно на устройстве. Таким образом, по каждой нагрузке мы можем сформировать временные характеристики ее реакции на команду. После этого на верхнем уровне соотносятся требуемые ступени отключения АОН, полученные в результате оптимизации с реальными ступенями отключения нагрузки с указанием максимального времени отключения для каждой ступени. Сформированные номера ступеней передаются в интеллектуальные устройства отключения нагрузки. Таким образом, при приходе команды на отключение нагрузки устройство готово максимально быстро без дополнительных вычислений отключить требуемую нагрузку. Для реализации сети передачи данных между устройствами АОН предлагается технология, разработанная на основе р2р технологии. Эта технология позволяет объединить конечные устройства АОН, обеспечивающие выдачу управляющих воздействий у потребителей электроэнергии, в единую сеть АОН без организации строго иерархичной сети передачи данных. Преимущества данного подхода:

- Возможность использования любой аппаратной платформы для передачи данных в разных частях сети.

- Легкость подключения потребителей электроэнергии к АОН. Достаточно только подключиться к любому сегменту сети передачи данных АОН, и установить связь с одним из участников этой сети (любым устройством в сети).

Это может быть, например, устройство АОН у другого соседнего потребителя. Дальнейшая конфигурация оптимизация маршрутов передачи данных выполняется автоматически. В доаварийном режиме информация предается в направлении контроля (в головной АОН). Информация объединяется в пакеты, которые могут содержать данные не только с одного конечного устройства АОН, но и объединенные пакеты информации. При этом маршрут передачи информации может также оптимизироваться. Все пакеты информации сопровождаются метками времени, и таким образом мы можем отслеживать скорость доставки информации и оптимизировать доставку информации по трафику и скорости путем включения или отключения тех или иных маршрутов.

Для оптимизации маршрутов доставки информации используется мультиагентный подход. В данном случае агент - это алгоритм («инспектор»), который работает независимо от основного алгоритма передачи данных.

Передавая тестовые посылки между устройствами сети «инспектор» перемещается случайным образом по сети в виде виртуальной сущности и находит маршрут с лучшими временными характеристиками. В дальнейшем этот маршрут маркируется соответствующими замеренными временными характеристиками. В момент реализации воздействия передача данных осуществляется по всем возможным маршрутам, обеспечивая резервирование и максимальную скорость передачи данных.

При выполнении управления контролируется фактическое отключение нагрузки. Контроль осуществляется несколькими способами: контроль прохождения и отработки команды, контроль измеряемой величины нагрузки на нижнем уровне (на уровне отключающего устройства) и контроль величины нагрузки по целиком по фидеру. В случае, если в результате управления за заданное время не обеспечивается необходимы объем отключения, то дальнейший процесс может развиваться по двум сценариям:

- отключение всего фидера;

- отключение быстрого гарантированного резерва мощности.

Под быстрым гарантированным резервом мощности понимается нагрузка, которая заведена под интеллектуальный АОН, и имеющая наименьшее время отключения. Причем она может располагаться не обязательно на этом фидере. Второй способ видится наиболее рациональным, так как недоотключение нагрузки может быть связано с неверными измерениями нагрузки по данному фидеру. Таким образом, даже отключение его целиком может не обеспечить требуемый объем нагрузки.

В определенные часы в энергосистеме наблюдается существенный рост потребления - «пики нагрузки». Наличие пиков потребления приводит к необходимости поддержания «вращающегося резерва» на электростанциях. Кроме этого в последнее время значительно растет нагрузка в бытовом секторе, сельской местности и т.д., а существующая сетевая инфраструктура не успевает модернизироваться такими темпами, поэтому существенную проблему представляет перегруз оборудования (трансформаторов, линий). Общепризнанная мировая тенденция решения проблемы «пиков» является представление потребителям изменяющихся во времени тарифов, отражающих стоимость электроэнергии в различные периоды времени.

Заявленное изобретение реализуется путем установки многотарифного счетчика электроэнергии. Альтернативой может служить установка интеллектуального устройства, рассмотренного ранее. Возникновение локальной перегрузки в этом случае контролирует ЛУУН по заранее заданной уставке. При выявлении перегрузки ЛУУН выдает команду на вывод определенных групп нагрузок. При прохождении пика производится ввод нагрузок обратно. Потребитель получает более льготный тариф, выразив согласие на установку подобной системы. Кроме того, возможно разработать устройство для контроля перегрузок проблемного участка ЭЭС, и «щадящего» отключения необходимой нагрузки. Наиболее перспективный метод решения вышеуказанных проблем, установка у потребителя накопителей энергии и альтернативных источников генерации. Это позволяет без ухудшения качества жизни снять проблемы, а также снизить экологическую нагрузку. Кроме того, представляется интересным организация обратной выдачи мощности в сеть. Создаваемая распределенная сеть АОН способна оказать помощь в управлении подобными устройствами. Например, управлять выдачей мощностей в сеть. В обычном режиме генерация у потребителя может работать «впрок» накапливая энергию в накопителях (аккумуляторных батареях) и при необходимости по команде от ЛУУН выдавать накопленную мощность в сеть. В связи с тем что длительное отключение даже части нагрузки потребителя все равно является нежелательным и существенно ухудшает качество жизни потребителя, предлагается алгоритм попеременного отключения различных потребителей. В случае если суммарная величина отключаемой нагрузки позволяет попеременное отключение потребителей ЛУУН определяет превышение «комфортного» периода отключения и производит отключение у следующего потребителя (группы потребителей) и последующее включение предыдущего. «Мерцающий» АОН особенно актуален в связи с тем, что возрастает доля отопительной нагрузки.

Принцип мерцающего АОН достаточно прост. Часть нагрузки в энергосистеме может быть отключена на определенное время без каких-либо последствий для потребителя. Соответственно, если возникает потребность в отключении нагрузки, в первую очередь воздействия могут быть выданы на нагрузку, заведенную под «мерцающий» АОН. После истечения заданного времени нагрузка будет включена при этом другая нагрузка, близкого объема, будет отключена. Таким образом, общая нагрузка района реализации АОН будет уменьшена на требуемую величину, но при этом время перерыва электроснабжения у каждого потребителя не будет превышать заданной величины.

Алгоритм реализации:

- Для нагрузки, которая может быть отключена алгоритмом «мерцающего» АОН, задается время, на которое она может быть отключена, а также минимальная величина электроэнергии, которую должна потреблять нагрузка (если она включена) в процентах от текущего потребления.

- Выдача воздействия на интеллектуальное устройство отключения нагрузки должно сопровождаться не только величиной, на которую надо отключить нагрузку, но и длительностью отключения нагрузки.

Длительность отключения должна учитывать время передачи на отключение другой нагрузки в цикле «мерцающего» АОН.

- Команды на отключение нагрузки по принципу «мерцающего» АОН будут передаваться по очереди на различные группы нагрузок до тех пор, пока не будет устранена причина аварии.

Подобный алгоритм может работать на любом уровне иерархии АОН и практически для любых типов воздействия.

ПИУН выполняет подготовку управляющих воздействий (расчет требуемых противоаварийных воздействий). В подсистеме интеллектуального управления нагрузкой для получения оптимальных управляющих воздействий на заданную глубину используются алгоритм динамической оптимизации.

Исходными данными для динамической оптимизации являются:

- Текущий оцененный режим.

- Прогноз в виде набора спрогнозированных режимов.

- Список возможных управляющих воздействий (УВ).

- Состояния УВ.

Прогнозные состояния системы за рассматриваемый диапазон времени представляют собой множество:

Х_n - вектор состояния системы в каждый момент времени.

В предлагаемом решении учитывается стоимость управляющих воздействий, зависящая не только от вектора состояния системы, но и от времени. В результате оптимизации весь рассматриваемый временной диапазон распадается на несколько поддиапазонов на каждом из которых находится оптимальное для данного поддиапазона решение. Полная целевая функция задачи оптимизации может быть записана, как:

вектор оптимальных управляющих параметров на поддиапазоне;

b_p и е_р - индексы начала и конца поддиапазона во временном срезе;

С - функция стоимости воздействий зависящая от стоимости каждого конкретного воздействия с учетом времени, задаваемого индексом;

ξ₀ принимается равным начальному значению управляющих параметров.

f_i - целевая функция каждой подзадачи оптимизации, включающая:

1. потери активной мощности;

2. отклонения от допустимых диапазонов по напряжению;

3. нарушения режимных ограничений.

Такая постановка задачи динамической оптимизации позволяет получить оптимальное значение за весь рассматриваемый период времени. Поиск глобального оптимума на всем прогнозном диапазоне осуществляется с учетом стоимости УВ, учитываемой в общей целевой функции.

Для поиска оптимального значения непрерывных управляющих величин, таких, как инъекции активной и реактивной мощности в узлах графа электрической сети, предлагается использовать гибридный метод имитации отжига для непрерывных величин и метод градиентного спуска.

Подсистема интеллектуального управления нагрузкой выдает задания в ПТК ИУНРМ, а также уставки интеллектуальной АОН, содержащие:

- Ограничения в виде границы по напряжению (максимального и минимального) для узлов, расчетной модели, используемой в ПТК ИУНРМ.

- Каждое ограничение может содержать несколько точек измерения напряжения, соответствующих точкам сети, в которых контролируется напряжение локальным регулятором.

- Для каждого ограничения задается время его действия.

- Ограничения иерархичны. Если заканчивается время действия ограничения, то вступает в действие ограничение более высокого уровня. При этом должно контролироваться, то, что ограничения не противоречивы, как по значениям, так и по времени. На самом верхнем уровне иерархии границ (корневым элементом иерархии) находятся базовые границы с бесконечным временем действия.

1. Задание на изменение уровня напряжения в узлах для ПТК ИУНРМ.

2. Рассчитанные значения уставок для интеллектуальной АОН.

ПИУН передает набор уставок в ИСОН (требуемые противоаварийных воздействий - ступени АОН), которые будут отработаны в случае возникновения аварийной ситуации по сигналам от существующей системы Противоаварийной автоматики.

ИСОН передает ЛУУН, который является контроллером присоединения и управляет коммутационным аппаратом конкретной, конечной нагрузки, команду на отключение. ЛУУН отключает коммутационный аппарат нагрузки.

Для контроля работы подсистемы интеллектуального управления нагрузкой со стороны оператора на рабочей станции в оперативном режиме отображается следующая информация:

1. Результаты прогноза на определенную глубину:

- Оцененная ошибка прогноза;

- Наибольшие отличия спрогнозированного режима от текущего режима;

- Прогнозируемый режим (на схеме и в таблицах).

2. Статистика по ресурсу оборудования (максимальные и средние длительные токи).

3. Результаты определения запасов по устойчивости.

4. Результаты оптимизации

- Оптимальный режим (на схеме и в таблицах);

- Отличия целевой функции в исходном и начальном режиме;

- Управляющие воздействия, соответствующие данному оптимальному режиму.

Изобретение относится к области электротехники. Технический результат заключается в повышении срока службы изолированных энергосистем в аварийных режимах, повышении надежности энергоснабжения потребителей, прогнозировании возникновения аварийных ситуаций и предотвращении развития аварий. Указанный технический результат достигается тем, что устройство интеллектуального управления нагрузкой в изолированных энергосистемах в аварийных режимах выполнено с возможностью интеграции в систему управления объектами электроэнергетики и содержащее комплект аппаратных средств, автоматизированное рабочее место (АРМ), комплект программного обеспечения. Комплект аппаратных средств состоит из подсистемы интеллектуального управления нагрузкой (ПИУН), исполнительной системы отключения нагрузки (ИСОН) и локальных устройств управления нагрузкой (ЛУУН). ПИУН выполнена с возможностью взаимодействия с устройствами управления верхнего уровня - программно-техническим комплексом интеллектуального управления напряжением и реактивной мощностью (ПТК ИУНРМ) для минимизации технологических потерь в электрической сети, и нижнего уровня - исполнительной системой отключения нагрузки (ИСОН). ИСОН выполнена с возможностью получения управляющих сигналов от противоаварийной автоматики, а также возможностью определения перечня отключаемых нагрузок и передачи сигнала телеуправления на отключение нагрузок в локальные устройства отключения нагрузок. ЛУУН выполнены с возможностью контроля состояния, величины нагрузки, параметров качества электроэнергии электроустановки потребителя отдельного присоединения, а также возможностью отключения или включения нагрузки. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ интеллектуального управления нагрузкой в изолированных энергосистемах в аварийных режимах, в котором:

осуществляют сбор информации о текущем состоянии энергосистемы, для чего используют систему сбора и передачи информации (ССПИ), которая аккумулирует информацию о состоянии энергосистемы от существующего оперативного информационного комплекса изолированной энергосистемы (ОИК) посредством инициирования процесса подготовки измерений пригодных для моделирования режимов и оптимизации, таких как:

- получение архивных срезов телеинформации и состояния сети, с помощью которых выполняют машинное обучение и начальный запуск процесса прогнозирования;

- получение и сохранение в базе данных срезов телеинформации с заданной периодичностью текущих срезов телеинформации и состояния сети; логический контроль целостности получаемых данных набором управляющих воздействий;

- формирование среза данных в модели «узлы/ветви», при этом выполняют привязку телеинформации к однолинейной схеме электрической сети, при этом срез телеинформации представляет собой набор телеизмерений и телесигналов о состоянии сети, взятый за определенное время, а одновременность времени определяют метками времени, присутствующими в каждом измерении, при этом метка времени передается от конечного цифрового измерительного устройства, при этом срезы телеинформации включают:

- телеизмерения активной и реактивной (Р, Q) мощности по линиям электропередачи, в том числе линиям, отходящим к потребителю;

- измерения напряжения на шинах станций и подстанций; состояния коммутационных аппаратов;

- режим работы локальных устройств регулирования:

• ручное регулирование по номеру ступени;

• ручное регулирование по величине поперечной проводимости;

• автоматическое регулирование по напряжению;

• планируемое время нахождения устройства регулирования в данном режиме работы;

• положения устройств управляющих аппаратов устройств регулирования;

• величина уставки поперечной проводимости компенсирующих устройств;

• величина уставки по напряжению локальных устройств регулирования;

при этом формирование среза данных и контроль полноты данных осуществляют, используя подсистему оптимального управления напряжением и реактивной мощностью,

получение среза телеизмерений и состояния коммутационных аппаратов осуществляют через SQL-запрос к архивной базе данных координирующей системы режимной автоматики, архивные срезы данных формируют на стороне координирующей системы режимной автоматики, а состав срезов исходных данных аналогичен составу данных, получаемых оперативно, при этом исходные данные дополнены меткой времени среза, которая назначается единой для всех параметров среза,

далее осуществляют логический контроль входных данных, для чего полученный срез данных проверяют на соблюдение следующих условий:

- если по присоединению измеряется как переток мощности, так и состояние коммутационного аппарата, то проверяют их соответствие;

- если есть измерения перетоков мощности по всем присоединениям, отходящим от шин, то контролируют, чтобы сумма всех перетоков не превышала допустимого небаланса, заданного уставкой;

- при последовательном формировании срезов контролируют изменчивость данных, в соответствии с правилом, что между двумя последовательными срезами в пределах одного объекта должно быть хотя бы одно изменение в измерениях или состояниях;

- наличие признаков недостоверности в исходных данных;

актуализируют исходные данные для оценивания состояния, для чего сопоставляют телеинформацию с расчетной моделью, выполненной в расчетном модуле для моделирования электрических режимов (РММЭР) и представляющей собой схему замещения электроэнергетической системы, которая эквивалентна реальной электрической схеме и адекватно отражает процессы, происходящие в ней, при этом в схеме замещения реальные элементы сети заменяются идеализированными элементами, а схему замещения представляют в виде графа, состоящего из узлов и соединяющих их ветвей, при этом узел - это набор соединенных элементов одного класса напряжения, имеющих сопротивление, равное нулю, либо близкое к нулю, которым для данного вида расчета можно пренебречь, а ветвью называют участок электрической цепи, соединяющий два узла, имеющие ненулевое сопротивление, при этом каждому узлу подходит по меньшей мере одна ветвь, при этом ветви идентифицируют тремя числами: «№ узла начала ветви», «№ узла конца ветви», «№ цепи» таким образом, что если два узла соединяют несколько параллельных ветвей, то номер цепи задается разным для каждой цепи, а для одноцепных линий номер цепи задают равным нулю, при этом линии электропередач (ЛЭП) на схеме замещения представлены ветвью с продольным сопротивлением и поперечной проводимостью,

далее в модуле оценки состояния производят оценку состояния, которая заключается в получении такого установившегося режима, который был бы наиболее близок к имеющимся измерениям, при этом модуль оценки состояния статическим и динамическим методами выполняет:

- расчет всех параметров текущего режима и отбраковку ошибочной телеинформации по данным телеизмерений о положении коммутационной аппаратуры;

- расчет ретроспективных режимов на основе архива телеизмерений в ССПИ;

- проверка достоверности данных всех параметров используемых в расчете режимов;

- подготовка исходной модели для других задач комплекса,

при этом статический метод оценки состояния решается независимо для каждого момента времени и выдает сбалансированный установившийся режим для каждого среза измерений, а динамический метод оценки состояния обновляет свое состояния при переходе от одного среза к другому,

далее выполняют прогнозирование режимов на основе искусственной нейронной сети (ИНС), при этом обрабатывают результаты оценки состояния динамическим методом модифицированным фильтром Калмана и принимают как итоговый результат оценивания состояния только в том случае, если точность оценок, получаемая динамическим методом оценки состояния, превышает точность оценок полученных статическим методом оценки состояния, при этом точность оценок определяют по величине суммарного относительного отклонения,

а в статическом методе оценки состояния используют метод взвешенных наименьших квадратов, основанный на минимизации следующей целевой функции:

, где

- измеренные параметры режима,

ν (х) - вычисленные параметры режима по значениям вектора состояния системы х, а матрица R_v - ковариационная матрица, при отсутствии корреляционной зависимости между различными измерениями представляющая собой диагональную матрицу дисперсий измерений - количество измерений, при этом результатом оценки состояния является вектор состояния, содержащий оцененные значения напряжений и углов напряжений для каждого узла,

- общее количество узлов электрической сети, при этом для определения минимума целевой функции решается система нелинейных уравнений, полученных приравниванием нулю градиента целевой функции:

для оценки схемы указывают узел, являющийся опорным по напряжению и с нулевой фазой напряжения, при этом в статическом методе оценки состояния используют функцию предварительной отбраковки ошибочных телеизмерений, которая отбраковывает только напряжения в узлах и перетоки в ветвях, а нагрузки и генерации алгоритмом отбраковки не затрагиваются,

далее, в зависимости от заданной точности телеизмерений, от величины небаланса и от заданного порога допустимости небаланса, все телеизмерения, входящие в данную балансную группу, признают достоверными или сомнительными, при этом каждое телеизмерение имеет три параметра: признак измерения, измеренная величина и точность;

признаки измерений задают на этапе пуско-наладки изолированной энергосистемы системы и корректируют в ходе эксплуатации энергосистемы, при этом признаки измерений имеют следующие условные обозначения:

N - «забраковано длительно», которое используют для браковки телеизмерения;

S - «статистические данные», которым обозначают нагрузочные и генераторные узлы, для которых в базовом режиме задано значение нагрузки или генерации;

# - «забраковано», которое выставляется в автоматическом режиме, если алгоритм браковки забраковал измерение, при этом точность измерения определяется суммарной погрешностью всего измерительного тракта, выполненной одинаковым подходом,

при этом относительное отклонение расчетного значения параметра от его измеренной величины вычисляют по формуле: где θ_i - дисперсия измерения,

при этом относительное отклонение - безразмерная относительная величина,

а при анализе оценки состояния суммарное относительное отклонение вычисляют как сумма по всем измерениям по следующей формуле:

, при этом узлы, в которых нет измерения, не включают в расчет суммарного относительного отклонения, также в расчете суммарного отклонения не участвуют забракованные измерения, измерения балансирующих узлов, измерения в отключенных линиях, при этом используют комбинированный алгоритм расчета начального значения мощностей нагрузок на основе графиков нагрузки и машинного обучения с использованием ИНС,

а в качестве иерархических графиков нагрузки применяют комбинацию суточных графиков и годовых коэффициентов: где P_н0 - начальное значение мощности нагрузки или генерации в базовом режиме; Р_сг.з - значение коэффициента зимнего суточного графика активной мощности в относительных единицах для данного момента времени; P_сг.л - значение коэффициента летнего суточного графика активной мощности в относительных единицах для данного момента времени; К_з - «коэффициент зимы», задаваемый для каждого месяца;

при этом значение, равное 1, соответствует работе только по зимнему графику, 0 - только по летнему,

а значение для конкретного дня каждого месяца вычисляется линейной аппроксимацией по значениям для соответствующих месяцев, значение реактивной мощности нагрузки вычисляют с использованием заданного для каждой нагрузки отношения между активной и реактивной мощностью tg(φ);

в результате прогнозирования по иерархическим графикам нагрузки получают прогнозные значения измерений и оценки дисперсий измерений:

, где

i - текущий момент времени, х - глубина прогнозирования, при этом дисперсия σ(τ) экспоненциально зависит от глубины прогнозирования:

в результате прогнозирования режимов с использованием ИНС в качестве прогноза получают вектор спрогнозированных измерений, а также среднеквадратичное отклонение каждой прогнозируемой величины от фактического измерения на тестовой выборке:

, где

n_t - количество срезов в тестовой выборке,

- тестовое значение,

- измеренное значение;

итоговым показателем точности прогноза является суммарное среднеквадратичное отклонение σ² по всем прогнозируемым измерениям, которое используют для вычисления дисперсии и которую в свою очередь используют для получения обобщенного результата прогнозирования методом оценки состояния;

контроль за работой алгоритма прогнозирования осуществляют по следующим информации и диагностическим сообщениям:

- прогнозный режим в виде схем и таблиц;

- величины относительных отклонений измерений в виде схем и таблиц;

- величины дисперсий измерений в виде схем и таблиц;

- обобщенный показатель качества уточненного прогноза;

- при долговременном ухудшении качества уточненного прогноза выдается аварийное сообщение;

далее выполняют расчет пределов статической устойчивости, которая является показателем возможности синхронной работы синхронных электрических генераторов и синхронных двигателей энергосистемы при медленных изменениях нагрузки, задают ограничения интеллектуальному управлению нагрузкой, а также выполняют расчет запасов по устойчивости с учетом статических характеристик нагрузки по напряжению Р_н (U,f)P(G), Q_н(U,f) и частоте, при этом

статические характеристики нагрузки задаются отдельно для Р и для Q в виде коэффициентов полинома:

- для активной мощности нагрузки задают коэффициенты А₀, A₁, А₂, A_f для вычисления зависимости мощности нагрузки от напряжения и частоты по формуле:

- для реактивной мощности нагрузки задают коэффициенты В₀, B₁, В₂, B_f для вычисления зависимости мощности нагрузки от напряжения по формуле:

далее задают режимные ограничения, которые являются входными данными для алгоритма оптимального управления напряжением и реактивной мощностью, минимальные и максимальные ограничения по уровню напряжения в узлах электрической сети, такие как:

- ограничения на инъекцию реактивной мощности в узлах электрической сети, представляющих собой генераторы и компенсирующие устройства;

- ограничения по току в ветвях модели «узлы/ветви», соответствующие токовым ограничениям по ЛЭП и трансформаторам;

- ограничения по перетоку мощности в ветвях модели «узлы/ветви», соответствующие ограничениям по мощности ЛЭП и трансформаторов,

при этом режимные ограничения автоматически вычисляются в цикле интеллектуального управления нагрузкой алгоритмом анализа запасов по статической устойчивости и режимным ограничениям алгоритмом утяжеления и соответствуют режимам работы энергосистемы, оптимизация которых для каждого момента времени выполняется в детерминированной постановке:

, где

u - элементы вектора U напряжений в узлах электрической сети,

а оптимизацию выполняют с учетом следующих ограничений на изменения параметров режима:

и формируют уравнения установившегося режима электрической сети в виде ограничений равенств к задаче оптимизации:

при этом при нарушении запасов устойчивости выполняется задача ввода режима в допустимую область по устойчивости с заданным коэффициентом запаса:

, где

δ - нарушение границ устойчивости,

U₁ - напряжения в узлах нагрузки,

результат формируют в виде ограничения по напряжению для всех узлов энергосистемы: ,

характеристики нагрузки определяют следующими методами:

- активного эксперимента, который является принудительным изменением напряжения в узле энергосистемы;

- пассивного эксперимента, который возможен только в периоды стационарности нагрузки;

при этом используют интеллектуальную автоматику отключения нагрузок (АОН) и минимизируют отключение нагрузки за счет:

- вычисления требуемого объема отключения нагрузки непосредственно при выдаче управляющего воздействия;

- динамической АОН - выдачи воздействий несколькими ступенями, разнесенными во времени, с учетом динамики развития аварии;

- «мерцающей» АОН - технология оптимизации отключения отопительной нагрузки, в которой часть нагрузки в энергосистеме отключается на определенное время без каких-либо последствий для потребителя, при этом в первую очередь управляющие воздействия УВ выдают на нагрузку, заведенную под «мерцающий» АОН, далее после истечения заданного времени нагрузка включается, а другая нагрузка, близкого объема, отключается, при этом общая нагрузка района реализации АОН уменьшается на требуемую величину, а время перерыва электроснабжения у каждого потребителя не превышает заданной величины;

а принцип работы АОН заключается в равенстве суммарного объема мощности отключаемой нагрузки объему мощности управляющего воздействия:

где

P_YB - объем мощности управляющего воздействия, Р_OH - мощность одной отключаемой нагрузки, i - порядковый номер нагрузки; и принимают следующие допущения:

- отключаемые нагрузки, заведенные под действие АОН, сгруппированы по ступеням отключения нагрузки фиксированной мощности, причем объем мощности ступени с большим порядковым номером включает объем мощности ступени с предыдущим порядковым номером:

, где

P_CTj - объем мощности ступени отключения нагрузки равен объему мощности управляющего воздействия

P_j - шаг мощности отключаемой нагрузки j-ой ступени;

при этом мощность каждого управляющего воздействия задается в зависимости от конфигурации соответствующих ступеней отключения нагрузки (ОН), сформированных в АОН, в свою очередь мощность ступени ОН равна суммарной мощности сгруппированных команд ОН, подгрупп ОН, и мощности ступени с предыдущим порядковым номером, а мощность сгруппированных команд ОН, подгрупп ОН, равна суммарной мощности нагрузки потребителей заведенных под данную команду на подстанционном уровне в месте фактической реализации отключения, мощность нагрузки потребителя при расчете мощности управляющего воздействия (УВ) выбирают, исходя из накопленных ранее статистических данных, при этом доступна функция оперативной корректировки нагрузки потребителя, которую используют при смене сезона года;

а УВ вычисляют в два этапа:

• на первом этапе в режиме offline при настройке противоаварийной автоматики выполняют укрупненное вычисление требуемых УВ на полной схеме энергосистемы противоаварийного управления, которые гарантированно возвращают энергосистему к устойчивому и допустимому по перетокам режиму;

• на втором этапе производят уточненный расчет УВ для разукрупнения воздействия на отключение нагрузки и уменьшения общего объема отключаемой нагрузки, расчет проводят по каждому узлу нагрузки отдельно;

• вычисление УВ выполняют по следующему алгоритму:

- до начала расчета УВ задают возможные УВ;

- величина УВ на отключение нагрузки определяют ступенью отключения нагрузки в узле, которая меньше или равна величине нагрузки потребителя, заведенного под АОН;

- моделируют возможные аварийные события и для каждого аварийного события моделируют заранее заданные сценарии ликвидации аварии;

- если расчет послеаварийного режима успешен и пределы по току не нарушены, то считают, что он может существовать;

- среди всех успешных УВ выбирают минимальное;

- минимизируют вычисления, сортируя УВ от меньшего к большему, выбирая успешное УВ, и останавливают расчет;

- успешное УВ проверяют на устойчивость динамического перехода;

- в результате вычисления получаем общий объем отключений с достаточным запасом по устойчивости;

• на втором этапом на динамической модели энергосистемы в режиме online в исполнительной системы отключения нагрузки (ИСОН) выполняют уточненный расчет требуемых УВ, который учитывает временные характеристики нагрузки и производится и для которого исходной схемой для расчета УВ является схема, на которой представлен только один узел нагрузки, при этом энергосистема представлена эквивалентным генератором, а каждая нагрузка представлена своей реальной измеренной величиной;

схему выполняют эквивалентной схеме, в которой нагрузки подключены непосредственно к одному узлу, при этом расчет каждого динамического перехода оптимизируют с целью определения максимального времени отключения единичной нагрузки и минимизации отключения нагрузок; при этом вычисления выполняют по следующему алгоритму:

• для каждого УВ, полученного в результате расчета на первом этапе, производится расчет динамического перехода, и в случае, если воздействие не нарушает динамическую устойчивость энергосистемы, то производят оптимизацию УВ следующим образом:

• выполняют разбиение УВ, выраженного в отключении определенного объема нагрузки, на ступени в соответствии с возможностью разукрупнения нагрузки интеллектуальными устройствами ОН;

• выполняют повторное моделирование динамического перехода таким образом, что моделируется отключение нагрузки не сразу, а по частям с паузами между выдачей воздействий;

• получают разбиение нагрузки по ступеням с заданной скоростью отключения;

расчет УВ выполняют с помощью метода площадей, при этом начальная мощность нагрузки Р₀ и аварийная мощность Р_A известны заранее из первого этапа расчета, выполняемого в offline, при этом известны мощности нагрузок ΔР_i и минимальные времена отключения каждой из нагрузок, средняя величина отключаемой нагрузки определяется как:

, где

ΔPi - величина каждой нагрузки,

n - количество нагрузок, участвующих в данном обобщенном воздействии; при этом нагрузки равномерно разбиты на ступени так, что мощность нагрузки узла изменяется по линейному закону и площадь ускорения равна:

, где

Δδ - изменение угла генерации, соответствующее времени, в течение которого производятся воздействия на отключение нагрузки;

при этом по изменению мощности это эквивалентно одному воздействию через время Δt на величину ΔР, а площадь торможения равна:

и максимальный угол выдачи воздействий равен:

,

и с помощью полученного отклонения угла и постоянной инерции энергосистемы находят время, за которое произойдет отклонение угла Δδ;

далее реальные воздействия включают в полученную линейную характеристику так, чтобы площадь не получалась больше чем линейное усреднение, при этом учитывают запас по отключаемой нагрузке и формирование нескольких взаимно резервируемых наборов нагрузки, а при безаварийной работе энергосистемы выполняют настройку и оптимизацию энергосистемы для передачи команд, для чего передаются псевдо-команды на отключение, замеряется время передачи команды, делается поправка на отработку команды непосредственно на устройстве, и таким образом по каждой нагрузке формируют временные характеристики реакции нагрузки на команду, далее на верхнем уровне соотносят требуемые ступени отключения АОН, полученные в результате оптимизации с реальными ступенями отключения нагрузки с указанием максимального времени отключения для каждой ступени,

а сформированные номера ступеней передаются в интеллектуальные устройства отключения нагрузки, и при приходе команды на отключение нагрузки устройство максимально быстро без дополнительных вычислений отключает требуемую нагрузку, при этом

сеть передачи данных между устройствами АОН выполняют по технологии, разработанной на основе р2р технологии, которая объединяет конечные устройства АОН, обеспечивает выдачу УВ у потребителей электроэнергии в единую сеть АОН без организации строго иерархичной сети передачи данных, при этом

маршруты доставки информации оптимизируют мультиагентным подходом, который работает независимо от основного алгоритма передачи данных, перемещается случайным образом по сети в виде виртуальной сущности и находит маршрут с лучшими временными характеристиками, далее этот маршрут маркируется соответствующими замеренными временными характеристиками, а в момент реализации УВ передача данных осуществляется по всем возможным маршрутам, обеспечивая резервирование и максимальную скорость передачи данных,

и при выполнении УВ контролируется фактическое отключение нагрузки, при этом контроль осуществляется следующими способами:

• контроль прохождения и отработки команды,

• контроль измеряемой величины нагрузки на нижнем уровне, на уровне отключающего устройства,

• контроль величины нагрузки по целиком по потребителю;

при этом, если в результате управления за заданное время не обеспечен необходимый объем отключения нагрузки, то дальнейший процесс выполняю по двум сценариям:

- отключение всего потребителя,

- отключение быстрого гарантированного резерва мощности, нагрузки, которая заведена под интеллектуальный АОН и имеет наименьшее время отключения,

при этом подсистема интеллектуального управления нагрузкой (ПИУН) выполняет подготовку УВ, а для получения оптимальных УВ на заданную глубину используют алгоритм динамической оптимизации, для которого исходными данными являются:

- текущий оцененный режим,

- прогнозные состояния энергосистемы за рассматриваемый диапазон времени,

- список возможных УВ,

- состояния УВ;

прогнозные состояния системы за рассматриваемый диапазон времени представляют собой множество:

, где

Х_n - вектор состояния системы в каждый момент времени;

при этом стоимость управляющих воздействий зависит не только от вектора состояния системы, но и от времени, и весь временной диапазон распадается на несколько поддиапазонов, на каждом из которых находится оптимальное для данного поддиапазона УВ, полная целевая функция динамической оптимизации описана формулой:

, где

f_i(X_i) - вектор оптимальных управляющих параметров на поддиапазоне,

b_p и е_р - индексы начала и конца поддиапазона во временном срезе,

С - функция стоимости воздействий, зависящая от стоимости каждого конкретного УВ с учетом времени, задаваемого индексом,

ξ₀ принимается равным начальному значению УВ,

f_i - целевая функция каждой подзадачи динамической оптимизации, включающая:

- потери активной мощности,

- отклонения от допустимых диапазонов по напряжению,

- нарушения режимных ограничений;

поиск глобального оптимума на всем прогнозном диапазоне осуществляется с учетом стоимости УВ, учитываемой в полной целевой функции, а получения оптимального значения непрерывных УВ используют гибридный метод имитации отжига для непрерывных величин и метод градиентного спуска, при этом ПИУН выдает задания в программно-технический комплекс интеллектуального управления напряжением и реактивной мощностью (ПТК ИУНРМ), а также уставки интеллектуального АОН, содержащие:

- ограничения в виде границы по максимальному и минимальному напряжению для узлов, расчетной модели, используемой в ПТК ИУНРМ, при этом каждое ограничение содержит несколько точек измерения напряжения, соответствующих точкам сети, в которых контролируется напряжение локальным регулятором,

- для каждого ограничения задается время его действия,

- ограничения иерархичны: если заканчивается время действия ограничения, то вступает в действие ограничение более высокого уровня, при этом контролируется, то, что ограничения не противоречивы, как по значениям, так и по времени, а на самом верхнем уровне иерархии границ, в корневом элементе иерархии, находятся базовые границы с бесконечным временем действия;

ПИУН передает набор уставок в ИСОН, которые отрабатываются в случае возникновения аварийной ситуации по сигналам от существующей системы противоаварийной автоматики, ИСОН передает ЛУУН, который является контроллером присоединения и управляет коммутационным аппаратом конкретной, конечной нагрузки, команду на отключение и отключает коммутационный аппарат нагрузки, при этом

для контроля работы ПИУН со стороны оператора на рабочей станции в оперативном режиме отображается следующая информация:

• Результаты прогноза на определенную глубину:

- оцененная ошибка прогноза,

- наибольшие отличия спрогнозированного режима от текущего режима,

- прогнозируемый режим в виде схем и таблиц;

• Статистика по ресурсу оборудования, максимальные и средние длительные токи;

• Результаты определения запасов по устойчивости;

• Результаты оптимизации:

- оптимальный режим в виде схем и таблиц,

- отличия целевой функции в исходном и начальном режиме,

- УВ, соответствующие данному оптимальному режиму;

при этом все устройства АОН работают на единообразном принципе цифровой АОН, имеющей следующие функции:

- формирование динамических ступеней ОН,

- формирование набора объема мощности отключения нагрузки,

- согласование работы управляющих воздействий на отключение нагрузки,

- гарантированное отключение объема мощности,

- обеспечение заданного уровня потребления,

- контроль доступного объема мощности отключения,

- подготовка балансирующих УВ на устройство выбора отключаемых генераторов,

- разгруппировка нагрузки потребителя на приоритетную и второстепенную,

и используют двухступенчатый алгоритм АОН, в котором при отказе отключения нагрузки средствами ИСУ выполняют отключение потребителя локальными устройствами управления нагрузкой (ЛУУН):

- при возникновении управляющего воздействия (УВ) для АОН определяется величина нагрузки для быстрого отключения <50 мсек, при этом остаток выделяется в отдельную группу для реализации отключения ЛУУН;

- подаются задачи, включающие требуемые величины ОН в зависимости от значений до аварийного потребления для каждого из ЛУУН;

- ЛУУН формируют необходимый перечень отключаемых потребителей на основе заранее подготовленных данных по потребителям;

- по каналам связи от ЛУУН отправляется команда до вводного щитка потребителя;

- внутреннее интеллектуальное вводное устройство отключает необходимую группу;

- ЛУУН ожидает снижение нагрузки заданное время, при этом учитывают как снижение нагрузки до ожидаемой величины, так и скорость снижения нагрузки;

- если снижение нагрузки не зафиксировано происходит отключение всего потребителя ЛУУН;

- если снижение зафиксировано, значит, успешно сработали средства ИСУ АОН.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при отсутствии фиксации метки времени на конечном измерительном устройстве метку времени назначают системой сбора и передачи информации (ССПИ).

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при отсутствии фиксации метки времени на конечном измерительном устройстве метка времени назначается на локальном устройстве управления.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в состав срезов телеинформации включают дополнительную информацию, вносимую диспетчером через координирующую систему режимной автоматики.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что модель «узлы/ветви» подготавливается топологическим процессором, а именно:

- узлы, связанные ветвью нулевого сопротивления, выполняют эквивалентными;

- суммарные параметры узлов, таких, как нагрузка, генерация, шунт, вычисляют на основе параметров оборудования энергосистемы.

6. Устройство интеллектуального управления нагрузкой (УИУН) в изолированных энергосистемах в аварийных режимах, выполненное с возможностью интеграции в систему управления объектами электроэнергетики и содержащее комплект аппаратных средств, автоматизированное рабочее место (АРМ), комплект программного обеспечения, отличающееся тем, что комплект аппаратных средств состоит из подсистемы интеллектуального управления нагрузкой (ПИУН), исполнительной системы отключения нагрузки (ИСОН) и локальных устройств управления нагрузкой (ЛУУН), при этом ПИУН выполнена с возможностью взаимодействия с устройствами управления верхнего уровня - программно-техническим комплексом интеллектуального управления напряжением и реактивной мощностью (ПТК ИУНРМ) для минимизации технологических потерь в электрической сети; и нижнего уровня - исполнительной системой отключения нагрузки (ИСОН), при этом ИСОН содержит интеллектуальную автоматику отключения нагрузок (АОН) и выполнена с возможностью получения управляющих сигналов от противоаварийной автоматики, а также определения перечня отключаемых нагрузок и передачи сигнала телеуправления на отключение нагрузок в локальные устройства отключения нагрузок, а ЛУУН выполнены с возможностью контроля состояния, величины нагрузок, параметров качества электроэнергии электроустановки потребителя отдельного присоединения, а также возможностью отключения или включения нагрузки.

7. Устройство по п. 6, отличающееся тем, что подсистема интеллектуального управления нагрузкой (ПИУН) содержит модуль мониторинга состояния основного энергетического оборудования, модуль расчета пределов статической устойчивости и модуль расчета уставок автоматики отключения нагрузок (АОН).