СПОСОБ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ УПРАВЛЯЮЩИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ МЕЖДУ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМИ, УЧАСТВУЮЩИМИ В АВТОМАТИЧЕСКОМ РЕГУЛИРОВАНИИ ЧАСТОТЫ И ПЕРЕТОКОВ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ Российский патент 2024 года по МПК G05F1/66 

Изобретение относится к автоматическим системам с обратными связями для регулирования электрических величин, а именно к системе автоматической оптимальной настройки параметров распределения внепланового задания мощности со стороны централизованной и центральной координирующей систем автоматического регулирования частоты и мощности между регулирующими электростанциями, участвующими в автоматическом вторичном регулировании, и может быть использовано для определения коэффициентов долевого участия электростанций в реализации внеплановых заданий мощности.

Известен способ распределения управляющих воздействий между электростанциями, участвующими в автоматическом регулировании частоты и перетоков активной мощности [Цыденов Евгений Александрович. Автоматическое управление выработкой активной мощности ветроэлектростанций в условиях ограничений пропускной способности сети = Automatic control of active power output of wind power plants under congested grids conditions / Е. А. Цыденов, А. В. Прохоров // Электроэнергия. Передача и распределение. — 2022. — № 4. — С. 28-36], в соответствии с которым сохраняют поступающие из электроэнергетической системы: действующие значения и фазы напряжений, токов, полные мощности и их активные и реактивные составляющие, сигналы, соответствующие состояниям коммутационных аппаратов, частоту тока в электрической сети, доступные резервы на загрузку и разгрузку по активной мощности регулирующих электростанций. Определяют суммы значений перетоков активной мощности по оборудованию электроэнергетической системы, характеризующие запас устойчивости электроэнергетической системы в нормальной и ремонтных схемах, как перетоки в контролируемых сечениях s. Циклически формируют эталонный режим работы электроэнергетической системы по критерию минимального суммарного отклонения параметров состояния в эталонном режиме работы электроэнергетической системы от полученных из электроэнергетической системы сигналов.

С учетом особенностей электроэнергетической системы и опыта её эксплуатации для каждого контролируемого сечения, в котором необходимо ограничивать или регулировать переток, определяют набор из критериев оптимальности режима работы электроэнергетической системы и соответствующих им весовых коэффициентов , которые задают из условия достижения целей регулирования, определяемого условием минимизации целевой функции:

,

и обеспечивают путем изменения выдаваемой мощности регулирующих электростанций в пределах доступных резервов на загрузку и разгрузку по активной мощности.

В состав целевой функции включают критерии оптимальности :

величину критерия минимизации отклонения перетока в контролируемом сечении при изменении перетока на значение эталонной ошибки регулирования определяют по выражению:

,

где – переток мощности в контролируемом сечении , который определяют соответственно по эталонному режиму и при изменении в эталонном режиме выдаваемых мощностей -х регулирующих электростанций ;

– эталонное отклонение перетока в контролируемом сечении от ;

величину критерия использования наиболее эффективных электростанций при ограничении или регулировании перетока определяют по выражению:

,

где p – степень, задаваемая тем большая, чем более равномерное распределение управляющих воздействий необходимо обеспечить;

– коэффициент, обеспечивающий распределение управляющих воздействий в соответствии с фактическими резервами мощности, размещенными на регулирующих электростанциях, которые определяют как сумму резервов на загрузку и разгрузку;

– значение мощности, выдаваемой регулирующей электростанцией в эталонном режиме работы электроэнергетической системе;

величину критерия минимизации отклонения перетока мощности в смежном контролируемом сечении k определяют по выражению:

.

Затем определяют коэффициенты долевого участия i-й регулирующей электростанции:

,

пропорционально которому распределяют управляющие воздействия между i-ми регулирующими электростанциями.

Недостатками данного способа является возможность его использования только в медленно изменяющихся режимах, так как время определения коэффициентов долевого участия может составить 5–10 минут и более в зависимости от размерности матрицы проводимостей для воспроизведения эталонного режима и количества регулирующих электростанций. Таким образом, значения выдаваемых управляющих воздействий будут неактуальны в течение указанного времени в случае изменения схемно-режимной ситуации: изменения топологии сети, изменения состава генерирующего оборудования на регулирующих электростанциях с последующим изменением их резервов вторичной мощности, изменения планового задания, а также в случае изменения состава контролируемых сечений, в которых необходимо ограничивать или регулировать переток, а также запрета/разрешения выдачи управляющих воздействий на регулирующие электростанции. Данный способ использует при определении значения целевой функции только перетоки активной мощности, что может приводить к выходу значений электрических величин из допустимого диапазона.

Известен способ распределения управляющих воздействий между электростанциями, участвующими в автоматическом регулировании частоты и перетоков активной мощности, выбранный в качестве прототипа [Цыденов Евгений Александрович. Автоматическое управление выработкой активной мощности ветроэлектростанций в условиях ограничений пропускной способности сети = Automatic control of active power output of wind power plants under congested grids conditions / Е. А. Цыденов, А. В. Прохоров // Электроэнергия. Передача и распределение. — 2022. — № 4. — С. 28-36], в соответствии с которым сохраняют поступающие из электроэнергетической системы: действующие значения и фазы напряжений, токов, полные мощности и их активные и реактивные составляющие, сигналы, соответствующие состояниям коммутационных аппаратов, частоту тока в электрической сети, доступные резервы на загрузку и разгрузку по активной мощности регулирующих электростанций. Определяют суммы значений перетоков активной мощности по оборудованию электроэнергетической системы, характеризующие запас устойчивости электроэнергетической системы в нормальной и ремонтных схемах, как перетоки в контролируемых сечениях s. Циклически формируют эталонный режим работы электроэнергетической системы, по критерию минимального суммарного отклонения параметров состояния в эталонном режиме работы электроэнергетической системы от полученных из электроэнергетической системы сигналов.

Для определения перетоков мощности в контролируемых сечениях задают расчетное выражение:

,

где – матрицы коэффициентов;

– матрица строка выдаваемых/потребляемых мощностей электростанциями/нагрузкой, подключенными к шинам электроэнергетической системы, значения которых определяют по эталонному режиму.

С учетом особенностей электроэнергетической системы и опыта её эксплуатации для каждого контролируемого сечения, в котором необходимо ограничивать или регулировать переток, определяют набор из критериев оптимальности режима работы электроэнергетической системы и соответствующих им весовых коэффициентов , которые задают из условия достижения целей регулирования, определяемого условием минимизации целевой функции:

,

и обеспечивают путем изменения выдаваемой мощности регулирующих электростанций в пределах доступных резервов на загрузку и разгрузку по активной мощности.

В состав целевой функции включают критерии оптимальности :

величину критерия минимизации отклонения перетока в контролируемом сечении при изменении перетока на значение эталонной ошибки регулирования определяют по выражению:

,

где – переток мощности в контролируемом сечении , который определяют соответственно по эталонному режиму и при задании в расчетном выражении выдаваемых мощностей -х регулирующих электростанций ;

– эталонное отклонение перетока в контролируемом сечении от ;

величину критерия использования наиболее эффективных электростанций при ограничении или регулировании перетока определяют по выражению:

,

где p – степень, задаваемая тем большая, чем более равномерное распределение управляющих воздействий необходимо обеспечить;

– коэффициент, обеспечивающий распределение управляющих воздействий в соответствии с фактическими резервами мощности, размещенными на регулирующих электростанциях, которые определяют как сумму резервов на загрузку и разгрузку;

– значение мощности, выдаваемой регулирующей электростанцией в эталонном режиме работы электроэнергетической системе;

величину критерия минимизации отклонения перетока мощности в смежном контролируемом сечении k определяют по выражению:

.

Затем определяют коэффициенты долевого участия i-й регулирующей электростанции:

,

пропорционально которому распределяют управляющие воздействия между i-ми регулирующими электростанциями.

Недостатками данного способа является возможность его использования только в режимах с неизменной топологией электрической сети. При этом, даже в случае достаточной точности выражения для определения перетоков мощности в отдельных контролируемых сечениях, время определения коэффициентов долевого участия может составить 20–30 секунд и более в зависимости от размерности матриц коэффициентов и количества регулирующих электростанций. Особенно это важно в случаях изменения топологии электрической сети, поскольку в таких случаях отклонения перетока от уставки возникают с большей вероятностью. Данный способ использует при определении значения целевой функции только перетоки активной мощности, что может приводить к выходу значений электрических величин из допустимого диапазона.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является расширение арсенала технических средств для распределения управляющих воздействий между электростанциями, участвующими в автоматическом регулировании частоты и перетоков активной мощности.

Предложенный способ распределения управляющих воздействий между электростанциями, участвующими в автоматическом регулировании частоты и перетоков активной мощности, характеризуется тем, что

а) каждую секунду сохраняют поступающие из электроэнергетической системы действующие значения и фазы напряжений, токов, полные мощности и их активные и реактивные составляющие, сигналы, соответствующие состояниям коммутационных аппаратов, частоту тока в электрической сети, сигналы разрешения и запрета на изменение выдаваемой мощности каждой из регулирующих электростанций и доступные резервы на их загрузку и разгрузку по активной мощности. Определяют суммы значений перетоков активной мощности по оборудованию электроэнергетической системы, характеризующие запас устойчивости электроэнергетической системы в нормальной и ремонтных схемах, как перетоки в контролируемых сечениях s.

Определяют суммарные внеплановые задания отдельно для каждого контролируемого сечения, в котором необходимо регулировать или ограничивать переток, затем определяют выдаваемые управляющие воздействия для i-й регулирующей электростанции по выражению:

,

где – коэффициент равный 1 или 0, если передача выдаваемого управляющего воздействия на регулирующую электростанцию, соответственно, разрешена или запрещена,

– количество регулирующих электростанций;

– коэффициенты долевого участия i-х регулирующих электростанций.

Передают выдаваемые управляющие воздействия на регулирующие электростанции, которые изменяют выдаваемую мощность i-й регулирующей электростанции на величину равную i-му выдаваемому управляющему воздействию .

б) По сигналам состояния коммутационных аппаратов определяют текущую топологию электрической сети электроэнергетической системы как электрическую схему соединения силового оборудования электрической сети.

в) Циклически формируют эталонный режим работы электроэнергетической системы по критерию минимального суммарного отклонения параметров состояния в эталонном режиме работы электроэнергетической системы от полученных из электроэнергетической системы сигналов.

г) При изменении топологии определенной на этапе б), или пока эталонный режим для текущей топологии электрической сети не определен, для определения выдаваемых управляющих воздействий сначала используют коэффициенты долевого участия, которые определяют по выражению:

,

где – доступный резерв регулирующих электростанций, определяемый как сумма доступных резервов i-х регулирующих , между которыми распределяют управляющие воздействия на этапе а).

д) Затем, при отсутствии расчетной модели соответствующей текущей топологии электрической сети, на основании эталонного режима определяют расчетную модель, как выражение в матричной форме:

,

где – матрицы коэффициентов соответствующие топологии электрической сети;

– порядковый номер матрицы коэффициентов;

– матрица строка, действующих значений напряжений, токов, величин суммарных мощностей нагрузки и генерации;

Z – матрица электрических величин напряжений, токов и перетоков мощности в контролируемых сечениях s.

Полученную для текущей топологии электрической сети расчетную модель сохраняют для последующего использования на этапах е) и ж).

е) Если для текущей топологии электрической сети известны наборы наиболее часто встречающихся коэффициентов долевого участия , то для каждого контролируемого сечения по каждому набору коэффициентов долевого участия определяют наборы управляющих воздействий:

где – эталонное суммарное внеплановое задание;

– множитель, который определяют из условия:

.

В случае если для текущей топологии электрической сети определена расчетная модель, то для каждого набора коэффициентов долевого участия определение электрических величин Z выполняют, увеличивая мощности регулирующих электростанций в матрице V на величины управляющих воздействий .

В случае если для текущей топологии электрической сети расчетная модель не определена, но определен эталонный режим, то электрические величины Z по каждому из N наборов коэффициентов долевого участия определяют по эталонному режиму.

Затем выбирают значения наилучших управляющих воздействий из наборов наиболее часто встречающихся коэффициентов долевого участия по условию минимума значения целевой функции, значение которой зависит от электрических величин Z:

,

где – весовой коэффициент j-го критерия оптимальности соответствующего цели регулирования.

Причем для каждого контролируемого сечения s весовые коэффициенты определяют исходя из условия достижения целей регулирования. При недостижении цели регулирования значение j-го весового коэффициента увеличивают. При выборе j-го весового коэффициента исключают эталонные режимы работы электроэнергетической системы, в которых j-я цель не может быть достигнута при любых коэффициентах.

В качестве критериев оптимальности задают обеспечение: минимального отклонения перетока в контролируемом сечении s от заданного значения, минимального суммарного внепланового задания, максимального изменения перетока в контролируемом сечении, равномерного расхода доступных резервов мощности, минимального отклонения выбранной электрической величины от заданного значения и выхода выбранной электрической величины из диапазона допустимых значений, минимальной стоимости используемых резервов вторичного регулирования.

Далее определяют значения наилучших из N наборов коэффициентов долевого участия по выражению:

.

Если за время определения наилучших коэффициентов долевого участия по известным наборам наиболее часто встречающихся коэффициентов долевого участия топология электрической сети неизменна, то далее выдаваемые управляющие воздействия определяют согласно этапу а) с использованием коэффициентов долевого участия:

.

ж) После этого или в случае если наборы часто встречающихся коэффициентов долевого участия неизвестны, то определяют оптимальные коэффициенты долевого участия согласно этапу е), из всех возможных наборов коэффициентов долевого участия , причем один из коэффициентов долевого участия в каждом наборе определяют по выражению

.

Значения оптимальных коэффициентов долевого участия используют для дальнейшего определения выдаваемых управляющих воздействий согласно этапу а).

з) Если топология электрической сети неизменна, то коэффициенты долевого участия продолжают циклически определять согласно этапу ж). При этом, каждый полученный набор значений оптимальных коэффициентов долевого участия сохраняют для соответствующей топологии электрической сети. При накоплении заданного числа таких наборов, определяют наборы наиболее часто встречающихся коэффициентов долевого участия для заданного количества наборов по условию:

,

где I₁ – число накопленных наборов оптимальных коэффициентов долевого участия за одни сутки;

– количество наилучших часто встречающихся наборов коэффициентов долевого участия .

Полученные наборы коэффициентов долевого участия используют при выполнении этапа е).

На этапе в) циклически формируют эталонный режим работы электроэнергетической системы по уравнению:

где – матрица столбец напряжений, соответствующих векторам напряжений на k-х шинах электроэнергетической системы;

– квадратная матрица комплексных проводимостей сети, определяемая значениями проводимостей оборудования электроэнергетической системы и состояниями коммутационной аппаратуры;

L – единичная диагональная матрица;

– матрица столбец правых частей, все элементы которой задают равными 0 кроме соответствующего шине k, связанного с вешней балансирующей электроэнергетической системы с эквивалентной электродвижущей силой и проводимостью связи с ней ;

– матрица столбец начальных добавочных проводимостей.

Начальные добавочные проводимости определяют по выражению:

,

где – начальное значение напряжения на -й шине;

– сопряженный вектор суммарной мощности нагрузки и генерации, присоединенной к k-й шине электроэнергетической системы, который определяют в процессе формирования эталонного режима работы электроэнергетической системы по условию:

,

где – положительный весовой коэффициент, характеризующий точность -го измерения действующего значения напряжения, тока, перетока мощности в электроэнергетической системе,

– класс точности n-го измерителя;

– минимальное значение из классов точности измерителей на объекте энергетики с которого поступила измеренная величина;

– поступившие из электроэнергетической системы значения -го измерения;

– соответствующие -м измерениям определенные по эталонному режиму напряжения , токи электросетевого оборудования и перетоки мощности в контролируемых сечениях определяемые по выражениям:

,

.

Предложенный способ может быть использован в режимах с изменяющейся топологией электрической сети поскольку определение коэффициентов долевого участия выполняют по расчетной модели, или по эталонному режиму в случае её отсутствия. При отсутствии расчетной модели выполняют её определение на основе эталонного режима.

За счет использования при изменении топологии электрической сети поэтапного уточнения значений коэффициентов долевого участия предложенный способ позволяет обеспечить равномерный расход резервов вторичного регулирования регулирующих электростанций не выполняя определение значений целевой функции, что позволяет определять коэффициенты долевого участия за 1 секунду.

На следующем этапе значения коэффициентов долевого участия уточняют по набору наилучших значений коэффициентов долевого участия, получая наилучшие значения коэффициентов долевого участия за временной интервал 2–3 секунды по расчетной модели или за 15–30 секунд по эталонному режиму, в случае если расчетная модель для текущей топологии электрической сети не определена.

На фиг. 1 показана блок-схема устройства для реализации способа распределения управляющих воздействий между электростанциями, участвующими в автоматическом регулировании частоты и перетоков активной мощности.

На фиг. 2 изображена упрощенная блок-схема электроэнергетической системы 4 (ЭЭС), на примере которой выполнено определение коэффициентов долевого участия, где показаны регулирующие электростанции 1.1, 1.2, 1.3, 1.4 и 1.5, подстанции 2.1, 2.2, 2.3, 2.4, 2.5, 2.6, 2.7, 2.8, 2.9, 2.10, 2.11, 2.12, 2.13, электростанции 3.1, 3.2, 3.3, 3.4 3.5, не участвующие в автоматическом вторичном регулировании, s - контролируемое сечение.

На фиг. 3 показаны статистические величины для напряжений, токов и перетоков мощности в 144-х эталонных режимах от 144-х наборов соответствующих напряжений, токов и перетоков мощности, полученных из электроэнергетической системы: где а) – плотность распределения относительных математических ожиданий отклонений; б) – распределение относительных среднеквадратических отклонений.

На фиг. 4 изображены временные диаграммы коэффициентов долевого участия, где кривые 1–5 – оптимальные коэффициенты долевого участия, кривые 6–10 – наилучшие коэффициенты долевого участия для ограничения перетока в контролируемом сечении S, определенные по 144-м наборам напряжений, токов и перетоков мощности, с учетом полученных из электроэнергетической системы 4 (ЭЭС) значений доступных резервов.

На фиг. 5 показаны диаграммы распределения значений коэффициентов долевого участия для контролируемого сечения s, построенных в виде точек с координатами по осям, соответствующими значениям коэффициентов долевого участия : где диаграмма 1 – (); диаграмма 2 – (); диаграмма 3 – (); диаграмма 4 – ().

На фиг. 6 показаны диаграммы распределения значений коэффициентов долевого участия для контролируемого сечения s, построенных в виде точек с координатами по осям, соответствующими значениям коэффициентов долевого участия : где диаграмма 1 – (); диаграмма 2 – (); диаграмма 3 – (); диаграмма 4 – ().

В таблице 1 приведены значения наилучших коэффициентов долевого участия, определенных для всех определенных наборов оптимальных коэффициентов долевого участия и представленных на фиг. 4–6.

Регулирующие электростанции 1.1, … 1.i (РЭС1, … РЭСi), подстанции 2.1, … 2.j (ПС1, … ПСj) и электростанции 3.1, … 3.k (ЭС1, … ЭСk), не участвующие во вторичном регулировании, которые входят в состав электроэнергетической системы 4 (ЭЭС) соединены с оперативно-информационным комплексом 5 (ОИК), который соединен с системой автоматического регулирования частоты и мощности 6 (САРЧМ), блоком формирования эталонного режима 7 (БФЭР) и блоком управления и связи 8 (БУС), который соединен с блоком формирования эталонного режима 7 (БФЭР). Блок управления и связи 8 (БУС) соединен по единой шине с блоком выборки и хранения 9 (БВХ), с блоком формирования расчетной модели 10 (БФРМ), с блоком определения коэффициентов долевого участия 11 (БОКДУ), с блоком расчета режима 12 (БРР), с блоком формирования наборов 13 (БФН) коэффициентов долевого участия, наиболее часто встречающихся в результатах их определения, с блоком определения электрических величин 14 (БОЭВ).

Оперативно-информационный комплекс 5 (ОИК), система автоматического регулирования частоты и мощности 6 (САРЧМ), блок формирования эталонного режима 7 (БФЭР), блок управления и связи 8 (БУС), блок выборки и хранения 9 (БВХ), блок формирования расчетной модели 10 (БФРМ), блок определения коэффициентов долевого участия 11 (БОКДУ), блок расчета режима 12 (БРР), блок формирования наборов 13 (БФН), блок определения электрических величин 14 (БОЭВ) могут быть реализованы с использованием программируемых (настраиваемых) многофункциональных средств, например, на базе серийно выпускаемых серверных платформ QSRV-261202-E-R с установленными на неё двумя процессорами CPU Intel Xeon Scalable Gen 1, 2, до 16 модулей памяти DDR4-2133/2400/2666/2933/3200, до 12 дисков 3,5”/2,5” SAS/SATA HDD, SSD или устройства аналогичные данному. Блок управления и связи 8 (БУС) дополнительно оснащен устройствами ввода-вывода: монитор, клавиатура, манипулятор-мышь для ввода настройки и отображения результатов работы устройства.

Каждую секунду регулирующие электростанции 1.1, … 1.i (РЭС1, … РЭСi), подстанции 2.1, … 2.j (ПС1, … ПСj) и электростанции 3.1, … 3.k (ЭС1, … ЭСk), не участвующие во вторичном регулировании, входящие в состав электроэнергетической системы 4 (ЭЭС), передают цифровые сигналы, соответствующие измеренным значениям электрических величин: действующих значений и фаз напряжений, токов, полных мощностей и их активных и реактивных составляющих, сигналы, соответствующие состояниям коммутационной аппаратуры, в оперативно-информационный комплекс 5 (ОИК). Кроме того, регулирующие электростанции 1.1, … 1.i (РЭС1, … РЭСi) передают цифровые сигналы, соответствующие частоте тока в электрической сети, величинам доступных резервов на их загрузку и разгрузку по активной мощности, сигналы разрешения и запрета на изменение выдаваемой мощности в оперативно-информационный комплекс 5 (ОИК). Оперативно-информационный комплекс 5 (ОИК) определяет значения перетоков активной мощности по присоединениям, входящим в состав контролируемых сечений , получая значения перетоков в контролируемых сечениях , и передает их вместе с сигналами, полученными от регулирующих электростанций 1.1, … 1.i (РЭС1, … РЭСi) в систему автоматического регулирования частоты и мощности 6 (САРЧМ), которая определяет суммарные внеплановые задания по каждому контролируемому сечению s, в котором необходимо регулировать или ограничивать переток, по выражению:

,

,

или

,

где – уставка суммарного перетока в контролируемом сечении s;

– перетоки мощности в контролируемых сечениях;

– коэффициенты, определяющие коррекцию перетока по частоте, которые задают такими, чтобы регулирование перетока в контролируемом сечении s не препятствовало участию электростанций электроэнергетической системы в первичном регулировании частоты,

– суммарный резерв регулирующих электростанций 1.1, … 1.i (РЭС1, … РЭСi), получающих выдаваемые управляющие воздействия,

– постоянная интегрирования, задаваемая такой, чтобы обеспечить необходимое быстродействие и апериодических характер процессов регулирования и ограничения перетока в контролируемом сечении s, а также интенсивность воздействия на регулирующие станции 1.1, … 1.i (РЭС1, … РЭСi), с учетом их динамических свойств;

– уставка по частоте;

– измеренное значение частоты;

–значение равное 1 или 0 если суммарное внеплановое задание для контролируемого сечения s соответственно повышает или снижает показатели надежности и экономичности работы электроэнергетической системы.

Затем система автоматического регулирования частоты и мощности 6 (САРЧМ) определяет выдаваемые управляющие воздействия для i-й регулирующей электростанции 1.1, … 1.i (РЭС1, … РЭСi) по выражению:

,

где – коэффициент равный 1 или 0, если выдача управляющего воздействия на регулирующую электростанцию 1.1, … 1.i (РЭС1, … РЭСi), соответственно, разрешена или запрещена;

– количество регулирующих электростанций 1.1, … 1.i (РЭС1, … РЭСi);

– коэффициенты долевого участия i-х регулирующих электростанций 1.1, … 1.i (РЭС1, … РЭСi),

и передает эти сигналы в оперативно-информационный комплекс 5 (ОИК), который передает их на регулирующие электростанции 1.1, … 1.i (РЭС1, … РЭСi) индивидуально в соответствии с номером . Регулирующие электростанции 1.1, … 1.i (РЭС1, … РЭСi) реализуют изменение выдаваемой мощности на величину, соответствующую величине выдаваемого управляющего воздействия.

Оперативно-информационный комплекс 5 (ОИК) по полученным сигналам, соответствующим состояниям коммутационной аппаратуры, воспроизводит топологию электрической сети, как фиксированную последовательность дискретных сигналов, в которой каждому коммутационному аппарату соответствует своё неизменное положение в последовательности, куда оперативно-информационный комплекс 5 (ОИК) задает значение 1, если коммутационный аппарат включен, или 0, если он выключен при неизменном расположении его сигнала внутри последовательности.

Оперативно-информационный комплекс 5 (ОИК) передает заранее заданные сигналы разрешения и запрета на ограничение и регулирование перетоков в контролируемых сечениях s, а также сигналы разрешения и запрета на изменение выдаваемой мощности i-х регулирующих электростанций в блок управления и связи 8 (БУС).

Оперативно-информационный комплекс 5 (ОИК) передает сигналы электрических величин и дискретные сигналы, полученные с регулирующих электростанций 1.1, … 1.i (РЭС1, … РЭСi), с подстанций 2.1, … 2.j (ПС1, … ПСj) и электростанций 3.1, … 3.k (ЭС1, … ЭСk), а также сигналы резервов на загрузку и разгрузку по реактивной мощности, в блок управления и связи 8 (БУС), а также в блок формирования эталонного режима 7 (БФЭР).

Блок формирования эталонного режима 7 (БФЭР) циклически воспроизводит эталонный режим работы электроэнергетической системы 4 (ЭЭС) в виде уравнения:

, (1)

где – матрица столбец узловых напряжений, соответствующих напряжениям на шинах регулирующих электростанций 1.1, … 1.i (РЭС1, … РЭСi), подстанций 2.1, … 2.j (ПС1, … ПСj) и электростанций 3.1, … 3.k (ЭС1, … ЭСk) электроэнергетической системы 4 (ЭЭС);

– квадратная матрица комплексных проводимостей сети, определяемая значениями проводимостей оборудования электроэнергетической системы и состояниями коммутационной аппаратуры;

– матрица столбец правых частей, все элементы которой задают равными 0 кроме соответствующего шине k, связанного с вешней балансирующей электроэнергетической системы с эквивалентной электродвижущей силой и проводимостью связи с ней ;

– матрица столбец начальных добавочных проводимостей, определяемых по выражению:

,

где – начальное значение напряжения на -й шине;

– сопряженный вектор суммарной мощности нагрузки и генерации, присоединенной к k-й шине электроэнергетической системы.

Блок формирования эталонного режима 7 (БФЭР) изменяет проводимости сети, характеризующие состояния коммутационных аппаратов, в матрице проводимостей Y в соответствии с полученными дискретными сигналами: задает ноль для выключенного коммутационного аппарата и 10000 для включенного.

Затем блок формирования эталонного режима 7 (БФЭР) выполняет решение уравнения (1) с помощью итерационной формулы

,

где – номер итерации,

.

Для формирования эталонного режима работы электроэнергетической системы 4 (ЭЭС), соответствующей текущей схемно-режимной ситуации в электроэнергетической системе 4 (ЭЭС), блок формирования эталонного режима 7 (БФЭР) использует полученные сигналы электрических величин и выполняет определение путем минимизации целевой функции:

,

где – положительный весовой коэффициент, характеризующий точность -го измерения действующего значения напряжения, тока в электроэнергетической системе, перетока мощности, при классе точности измерителей ;

– минимальное значение из классов точности измерителей на объекте энергетики с которого поступило измеренная величина;

– соответственно, поступившие из электроэнергетической системы значения -го измерения и определенные по эталонному режиму.

Затем определяет по эталонному режиму токи электросетевого оборудования

и перетоки мощности в контролируемых сечениях s

.

Блок формирования эталонного режима 7 (БФЭР) отправляет сигналы со значениями вместе с полученной перед началом формирования эталонного режима работы электроэнергетической системы 4 (ЭЭС) последовательностью дискретных сигналов, в блок управления и связи 8 (БУС), который отправляет эти сигналы в блок расчета режима 12 (БРР).

После каждого получения последовательности дискретных сигналов блок управления и связи 8 (БУС) сравнивает её с предыдущей последовательностью дискретных сигналов, полученной от оперативно-информационного комплекса 5 (ОИК) и блока формирования эталонного режима 7 (БФЭР). В случае если полученные последовательности дискретных сигналов не идентичны, блок управления и связи 8 (БУС) отправляет в оперативно-информационный комплекс 5 (ОИК) сигнал запрета использования наилучших и оптимальных коэффициентов волевого участия. При этом оперативно-информационный комплекс 5 (ОИК) определяет значения коэффициентов долевого участия по выражению:

,

где – доступный резерв регулирующих электростанций, определяемый как сумма доступных резервов i-х регулирующих , между которыми распределяют управляющие воздействия,

и передает в систему автоматического регулирования частоты и мощности 6 (САРЧМ) для дальнейшего расчета выдаваемых управляющих воздействий .

В случае, если значения дискретных сигналов в полученных последовательностях не идентичны, блок управления и связи 8 (БУС) отправляет сигнал запрета на определение коэффициентов долевого участия блоком определения коэффициентов долевого участия 11 (БОКДУ). После поступления следующей последовательности дискретных сигналов и при их идентичности, блок управления и связи 8 (БУС) передает:

сигнал разрешения на определение коэффициентов долевого участия в блок определения коэффициентов долевого участия 11 (БОКДУ);

сигнал со значениями электрических величин вместе с полученной перед началом формирования эталонного режима работы электроэнергетической системы 4 (ЭЭС) последовательностью дискретных сигналов от блока формирования эталонного режима 7 (БФЭР), в блок определения электрических величин 14 (БОЭВ);

последовательность дискретных сигналов в блок выборки и хранения 9 (БВХ).

Блок выборки и хранения 9 (БВХ) выполняет сравнение полученной последовательности дискретных сигналов с сохраненными последовательностями дискретных сигналов, для которых определены наборы наиболее часто встречающихся коэффициентов долевого участия , параметры настройки параметров настройки , целевых функций, которые соответствуют контролируемым сечениям s, матрицы коэффициентов расчетной модели. Если соответствующий сохраненный сигал обнаружен, то блок выборки и хранения 9 (БВХ) передает соответствующий полученным дискретным сигналам:

сигнал со значениями коэффициентов долевого участия из состава наиболее часто встречающихся наборов коэффициентов долевого участия и сигналы со значениями параметров настройки целевых функций для контролируемых сечений s в блок определения коэффициентов долевого участия 11 (БОКДУ);

сигнал со значениями, при наличии, матрицы коэффициентов расчетной модели или, при их отсутствии, сигнал запрета определения электрических величин Z в блок определения электрических величин 14 (БОЭВ);

сигнал запуска формирования расчетной модели в блок формирования расчетной модели 10 (БФРМ).

Блок формирования расчетной модели 10 (БФРМ) по эталонному режиму формирует набор модификаций как набор приращений на случайные величины суммарных значений мощностей нагрузок и генерации. Передает сигналы с наборами модификаций в блок расчета режима 12 (БРР) и в блок определения электрических величин 14 (БОЭВ).

Блок расчета режима 12 (БРР) формирует набор модифицированных режимов на основе эталонного режима работы электроэнергетической системы

,

где – приращение сопряженного вектора суммарной мощности нагрузки и генерации, присоединенной к k-й шине электроэнергетической системы 4(ЭЭС) для n-го набора модификации. Затем блок расчета режима 12 (БРР) определяет матрицу электрических величин U1, содержащую значения электрических величин : напряжений, токов и перетоков мощности по контролируемым сечениям , и передает сигнал с этими значениями в блок формирования расчетной модели 10 (БФРМ).

Затем блок формирования расчетной модели 10 (БФРМ) формирует наборы – матриц коэффициентов и передает их вместе с набором приращений в блок определения электрических величин 14 (БОЭВ), который определяет значения электрических величин, соответствующих электрическим величинам , по выражению:

,

где – матрица строка, действующих значений напряжений, токов, величин суммарных мощностей нагрузки и генерации полученных от блока формирования эталонного режима 7 (БФЭР);

– матрица электрических величин: напряжений, токов и перетоков мощности по контролируемым сечениям ;

– порядковый номер матрицы коэффициентов связи.

Определенные наборы значений электрических величин Z блок определения электрических величин 14 (БОЭВ) передает в блок формирования расчетной модели 10 (БФРМ), который определяет матрицы коэффициентов связи из условия:

,

где – величина суммарной ошибки расчетной модели по сравнению с модифицированными режимами работы электроэнергетикой системы;

– порядковый номер набора значений мощностей нагрузок и электростанций, характеризующих электрический режим работы электроэнергетической системы 4 (ЭЭС) при неизменной топологии электрической сети;

– порядковый номер электрической величины в матрицах электрических величин U1 и Z,

Определенные матрицы коэффициентов вместе с соответствующей последовательностью дискретных сигналов блок формирования расчетной модели 10 (БФРМ) передает в блок выборки и хранения 9 (БВХ), который сохраняет их для последующего использования.

Блок определения коэффициентов долевого участия 11 (БОКДУ) для каждого контролируемого сечения s, по каждому набору полученных коэффициентов долевого участия , полученных от блока выборки и хранения 9 (БВХ), определяет наборы управляющих воздействий -й регулирующей электростанции 1.1, … 1.i (РЭС1, … РЭСi) по выражению:

где – эталонное суммарное внеплановое задание;

– множитель, определяемый из условия:

,

Затем сигнал со значениями управляющих воздействий соответствующих каждому набору коэффициентов долевого участия блок определения коэффициентов долевого участия 11 (БОКДУ) передает в блок определения электрических величин 14 (БОЭВ).

Блок определения электрических величин 14 (БОЭВ) задает мощности регулирующих электростанций и напряжения в узлах, а также мощности регулирующих электростанций, измененные на значения управляющих воздействий и определяет значения электрических величин по выражению:

.

Если блок определения электрических величин 14 (БОЭВ) получил сигнал запрета определения электрических величин, то он отправляет этот сигнал в блок определения коэффициентов долевого участия 11 (БОКДУ). Тогда блок определения коэффициентов долевого участия 11 (БОКДУ) передает сигнал со значениями управляющих воздействий в блок расчета режима 12 (БРР), который использует матрицу столбец начальных добавочных проводимостей , определяемых по выражению:

,

и создает модифицированный режим, по которому определяет новое значения матрицы напряжений в узлах с помощью выражений (1, 2). Затем определяет токи в электросетевом оборудовании и перетоки мощности в контролируемых сечениях по выражениям (3, 4).

Блок расчета режима 12 (БРР) передает сигнал со значениями определённых электрических величин U1, в блок определения коэффициентов долевого участия 11 (БОКДУ), который использует его в расчетах как Z= U1.

Блок определения коэффициентов долевого участия 11 (БОКДУ) на основании полученных от блока определения электрических величин 14 (БОЭВ) или от блока расчета режима 12 (БРР) значений электрических величин выбирает значения наилучших управляющих воздействий из наборов наиболее часто встречающихся коэффициентов долевого участия по условию минимума значения целевой функции, значение которой зависит от электрических величин Z:

,

где – весовой коэффициент j-го критерия оптимальности соответствующего j-й цели регулирования,

причем для каждого контролируемого сечения s весовые коэффициенты задают исходя из условия достижения j-й цели регулирования, при недостижении цели регулирования значение j-го весового коэффициента увеличивают, при выборе j-го весового коэффициента исключают эталонные режимы работы электроэнергетической системы 4 (ЭЭС), в которых j-я цель не может быть достигнута при любых коэффициентах,

Блок определения коэффициентов долевого участия 11 (БОКДУ) в качестве критериев оптимальности использует:

критерий минимума отклонения перетока в контролируемом сечении при отклонении перетока на значение эталонной ошибки регулирования определяемый по выражению:

,

где – соответственно векторы столбцы электрических величин для эталонного режима и режима с учетом управляющих воздействий , в которых , (значения перетоков в контролируемом сечении ), а также (действующие значения токов и напряжений), при реализованных управляющих воздействиях при нулевом и ненулевом эталонном внеплановом задании соответственно,

критерий использования при ограничении или регулировании перетока наиболее эффективных электростанции определяемый по выражению:

,

критерий обеспечения равномерного расхода резервов мощности регулирующих электростанций определяемый по выражению:

,

где p – степень, задаваемая тем большая, чем более равномерное распределение управляющих воздействий необходимо обеспечить;

– коэффициент, обеспечивающий распределение управляющих воздействий в соответствии с фактическими резервами мощности, размещенными на регулирующих электростанциях;

критерий минимизации отклонения выбранной электрической величины от требуемого значения определяемый по выражению:

,

критерий ограничения диапазона изменения заданной электрической величины внутри допустимого диапазона определяемый по выражению:

где , – максимально и минимально допустимые значения электрической величины, соответственно;

критерий минимизации стоимости реализации внепланового задания определяемый по выражению:

,

где – вектор столбец функциональных зависимостей стоимостей реализации управляющих воздействий от их величин на каждой электростанции.

Далее блок определения коэффициентов долевого участия 11 (БОКДУ) определяет значения наилучших из N наборов коэффициентов долевого участия по выражению

,

и отправляет сигнал со значениями наилучших коэффициентов долевого в блок управления и связи 8 (БУС).

Блок управления и связи 8 (БУС) получив дискретные сигналы от оперативно-информационного комплекса 5 (ОИК) сравнивает с предыдущим полученным от оперативно-информационного комплекса 5 (ОИК) и если сигналы совпадают, то передает сигнал со значениями наилучших коэффициентов долевого в оперативно-информационный комплекс 5 (ОИК), который передает их в систему автоматического регулирования частоты и мощности 6 (САРЧМ).

Система автоматического регулирования частоты и мощности 6 (САРЧМ) определяет значения коэффициентов долевого участия, как .

После этого блок определения коэффициентов долевого участия 11 (БОКДУ) циклически, пока топология электрической сети неизменна, определяет оптимальные коэффициенты долевого участия по всем возможным наборам коэффициентов долевого участия из условия:

,

при этом один из коэффициентов долевого участия определяют по выражению:

,

благодаря чему время, затрачиваемое на определение оптимальных коэффициентов долевого участия, снижается на 30–40%.

Блок определения коэффициентов долевого участия 11 (БОКДУ) отправляет оптимальные коэффициенты долевого участия в блок управления и связи 8 (БУС).

Блок управления и связи 8 (БУС), получив последовательность дискретных сигналов от оперативно-информационного комплекса 5 (ОИК), сравнивает её с предыдущим, полученным от оперативно-информационного комплекса 5 (ОИК) и если сигналы совпадают, то передает сигнал со значениями оптимальных коэффициентов долевого в оперативно-информационный комплекс 5 (ОИК) и в блок выборки и хранения 9 (БВХ).

При накоплении заданного числа наборов коэффициентов долевого участия блок выборки и хранения 9 (БВХ) отправляет сигналы со значениями коэффициентов долевого участия этих наборов в блок формирования наборов 13 (БФН), который формирует заданное количество наилучших часто встречающихся наборов коэффициентов долевого участия по условию:

,

где I – число накопленных наборов оптимальных коэффициентов долевого участия , выбирают таким, чтобы минимальный суммарный временной интервал составлял минимально одни сутки;

– количество наборов наилучших коэффициентов долевого участия, которое определяют в зависимости от характера распределения оптимальных коэффициентов долевого участия ,

и отправляет сигналы со значениями наилучших коэффициентов долевого участия для каждого из наборов в блок выборки и хранения 9 (БВХ), который их сохраняет.

Для электроэнергетической системы 4 (ЭЭС), представленной на фиг. 2, были определены 144 эталонных режима её работы для 144-х наборов напряжений, токов и перетоков мощности, полученных из энергосистемы 4 (ЭЭС). Плотности распределения вероятностей (а) на фиг. 3) относительных отклонении, полученных по эталонным режимам напряжений, токов и перетоков мощности от значений, полученных из энергосистемы 4 (ЭЭС) соответствующих напряжений, токов и перетоков мощности, показали, что присутствует эксцесс в диапазоне значений относительных отклонение от минус 0,1 о.е. до 0,1 о.е., что соответствует отклонениям напряжений на шинах электроэнергетической системы. Изменение суммарных значений мощностей генерации и нагрузки при формировании эталонного режима привело к отклонениям этих величин от полученных из энергосистемы. Данные отклонения по модулю достигли значений 0,2 и более.

На фиг. 3, б) показано распределение среднеквадратических относительных отклонений значений напряжений, токов и перетоков мощности, полученных по эталонным режимам, от значений соответствующих напряжений, токов и перетоков мощности, полученных из электроэнергетической системы 4 (ЭЭС). Среднеквадратические относительные отклонения не превысили 0,04, что подтверждает соответствие всех эталонных режимов полученным из энергосистемы 4 (ЭЭС) наборам напряжений, токов и перетоков мощности.

Для контролируемого сечения S с учетом доступных резервов вторичного регулирования по каждому набору полученных напряжений, токов и перетоков мощности для регулирующих электростанций 1.1, 1.2, 1.3, 1.4, 1.5 были определены и приведены на фиг. 4 оптимальные коэффициенты долевого участия (соответственно кривые 1–5) и наилучшие коэффициенты долевого участия (соответственно кривые 6–10).

При изменении оптимальных значений коэффициентов долевого участия предложенный способ позволяет определить наилучшие коэффициенты долевого участия наиболее близко соответствующие оптимальным (фиг. 4). Причем среднее время определения оптимальных коэффициентов долевого участия с использованием расчетной модели составило 112 с, а с использованием эталонного режима – 851 с. Использование способа-прототипа, привело к получению таких же значений оптимальных коэффициентов долевого участия, но за время 160 с и 1200 с соответственно. Среднее время определения наилучших коэффициентов долевого участия из наборов, приведенных в таблице 1 с использованием расчетной модели составило 1,8 с, а с использованием эталонного режима 13,3 с.

Средняя величина относительных отклонений, определенных по расчетной модели напряжений, токов и перетоков мощности, от напряжений, токов и перетоков мощности, полученных по эталонным режимам, не превысила 0,1 %, что позволило использовать их при определении оптимальных и наилучших коэффициентов долевого участия.

Из диаграмм распределения значений коэффициентов долевого участия (на фиг. 5, 6) видно, что значения в наборах наилучших коэффициентов долевого участия, определенные согласно способу, попадают в области концентрации оптимальных коэффициентов долевого участия, то есть наиболее часто встречающихся в результатах их определения.

Для сотого набора полученных из электроэнергетической системы 4 (ЭЭС) напряжений, токов и перетоков мощности при формировании эталонного суммарного внепланового задания =10 МВт, выдаваемые управляющие воздействия, в соответствии со вторым набором наилучших коэффициентов долевого участия, составили для регулирующих электростанций:

1.1 – минус 1,10 МВт;

1.2 – минус 1,45 МВт;

1.3 – минус 3,34 МВт;

1.4 – минус 4,02 МВт;

1.5 – минус 0,10 МВт.

Реализация выдаваемых управляющих воздействий привела в данном случае к уменьшению отклонения перетока на величину 8,69 МВт, определенную по модификации эталонного режима.

Изобретение относится к автоматическим системам с обратными связями для регулирования электрических величин, а именно к системе автоматической оптимальной настройки параметров распределения внепланового задания мощности со стороны централизованной и центральной координирующей систем автоматического регулирования частоты и мощности между регулирующими электростанциями, участвующими в автоматическом вторичном регулировании, и может быть использовано для определения коэффициентов долевого участия электростанций в реализации внеплановых заданий мощности. Предложенный способ распределения управляющих воздействий между электростанциями, участвующими в автоматическом регулировании частоты и перетоков активной мощности, характеризуется тем, что каждую секунду сформированное внеплановое задание распределяют между регулирующими электростанциями в соответствии с коэффициентами долевого участия. При изменении топологии электрической сети коэффициенты долевого участия сначала определяют как величины пропорциональные полученным из электроэнергетической системы значениям доступных резервов регулирующих электростанций. Затем значения коэффициентов долевого участия выбирают из заранее определенного набора наилучших коэффициентов долевого участия по условию достижения целей регулирования. Далее при неизменной топологии электрической сети выбирают оптимальные коэффициенты долевого участия из всех возможных их сочетаний по условию достижения целей регулирования. Достижение целей регулирования контролируют путем изменения выдаваемой мощности регулирующих электростанций на величину управляющих воздействий в эталонном режиме, сформированном на основе полученных из электроэнергетической системы значений напряжений, токов и перетоков мощности, или в расчетной модели, заранее сформированной на основе эталонного режима с соответствующей топологией электрической сети. Технический результат: расширение арсенала технических средств для распределения управляющих воздействий между электростанциями, участвующими в автоматическом регулировании частоты и перетоков активной мощности. 1 з.п. ф-лы, 6 ил., 1 табл.

1. Способ распределения управляющих воздействий между электростанциями, участвующими в автоматическом регулировании частоты и перетоков активной мощности, характеризующийся тем, что

а) каждую секунду сохраняют поступающие из электроэнергетической системы действующие значения и фазы напряжений, токов, полные мощности и их активные и реактивные составляющие, сигналы, соответствующие состояниям коммутационных аппаратов, частоту тока в электрической сети, сигналы разрешения и запрета на изменение выдаваемой мощности каждой из регулирующих электростанций и доступные резервы на их загрузку и разгрузку по активной мощности,

определяют суммы значений перетоков активной мощности по оборудованию электроэнергетической системы, характеризующие запас устойчивости электроэнергетической системы в нормальной и ремонтных схемах, как перетоки в контролируемых сечениях s,

определяют суммарные внеплановые задания отдельно для каждого контролируемого сечения, в котором необходимо регулировать или ограничивать переток,

затем определяют выдаваемые управляющие воздействия для i-й регулирующей электростанции по выражению:

,

где B_i – коэффициент, равный 1 или 0, если передача выдаваемого управляющего воздействия на регулирующую электростанцию, соответственно, разрешена или запрещена;

I – количество регулирующих электростанций;

– коэффициенты долевого участия i-х регулирующих электростанций,

передают выдаваемые управляющие воздействия на регулирующие электростанции, которые изменяют выдаваемую мощность i-й регулирующей электростанции на величину равную i-му выдаваемому управляющему воздействию ,

б) по сигналам состояния коммутационных аппаратов определяют текущую топологию электрической сети электроэнергетической системы как электрическую схему соединения силового оборудования электрической сети,

в) циклически формируют эталонный режим работы электроэнергетической системы, по критерию минимального суммарного отклонения параметров состояния в эталонном режиме работы электроэнергетической системы от полученных из электроэнергетической системы сигналов,

г) при изменении топологии определенной на этапе б), или пока эталонный режим для текущей топологии электрической сети не определен, для определения выдаваемых управляющих воздействий сначала используют коэффициенты долевого участия, которые определяют по выражению:

,

где – доступный резерв регулирующих электростанций, определяемый как сумма доступных резервов i-х регулирующих , между которыми распределяют управляющие воздействия на этапе а),

д) затем, при отсутствии расчетной модели соответствующей текущей топологии электрической сети, на основании эталонного режима определяют расчетную модель, как выражение в матричной форме:

,

где – матрицы коэффициентов соответствующие топологии электрической сети;

– порядковый номер матрицы коэффициентов;

V – матрица строка, действующих значений напряжений, токов, величин суммарных мощностей нагрузки и генерации;

Z – матрица электрических величин напряжений, токов и перетоков мощности в контролируемых сечениях s,

полученную для текущей топологии электрической сети расчетную модель сохраняют для последующего использования,

е) если для текущей топологии электрической сети известны наборы наиболее часто встречающихся коэффициентов долевого участия ,

то для каждого контролируемого сечения по каждому набору коэффициентов долевого участия определяют наборы управляющих воздействий:

где ΔP – эталонное суммарное внеплановое задание;

M – множитель, который определяют из условия:

,

в случае если для текущей топологии электрической сети определена расчетная модель, то для каждого набора коэффициентов долевого участия определение электрических величин Z выполняют, увеличивая мощности регулирующих электростанций в матрице V на величины управляющих воздействий ,

в случае если для текущей топологии электрической сети расчетная модель не определена, но определен эталонный режим, то электрические величины Z по каждому из N наборов коэффициентов долевого участия определяют по эталонному режиму,

затем выбирают значения наилучших управляющих воздействий из наборов наиболее часто встречающихся коэффициентов долевого участия по условию минимума значения целевой функции, значение которой зависит от электрических величин Z:

,

где – весовой коэффициент j-го критерия оптимальности соответствующего цели регулирования,

причем для каждого контролируемого сечения s весовые коэффициенты определяют исходя из условия достижения целей регулирования, при недостижении цели регулирования значение j-го весового коэффициента увеличивают, при выборе j-го весового коэффициента исключают эталонные режимы работы электроэнергетической системы, в которых j-я цель не может быть достигнута при любых коэффициентах,

в качестве критериев оптимальности задают обеспечение: минимального отклонения перетока в контролируемом сечении s от заданного значения, минимального суммарного внепланового задания, максимального изменения перетока в контролируемом сечении, равномерного расхода доступных резервов мощности, минимального отклонения выбранной электрической величины от заданного значения и выхода выбранной электрической величины из диапазона допустимых значений, минимальной стоимости используемых резервов вторичного регулирования,

далее определяют значения наилучших из N наборов коэффициентов долевого участия по выражению:

,

если за время определения наилучших коэффициентов долевого участия по известным наборам наиболее часто встречающихся коэффициентов долевого участия топология электрической сети неизменна, то далее выдаваемые управляющие воздействия определяют согласно этапу (а) с использованием коэффициентов долевого участия

,

ж) после этого или в случае если наборы часто встречающихся коэффициентов долевого участия неизвестны, то определяют оптимальные коэффициенты долевого участия согласно этапу е), из всех возможных наборов коэффициентов долевого участия , причем один из коэффициентов долевого участия в каждом наборе определяют по выражению

,

значения оптимальных коэффициентов долевого участия используют для дальнейшего определения выдаваемых управляющих воздействий согласно этапу а),

з) если топология электрической сети неизменна, то коэффициенты долевого участия продолжают циклически определять согласно этапу ж),

при этом каждый полученный набор значений оптимальных коэффициентов долевого участия сохраняют для соответствующей топологии электрической сети и, при накоплении заданного числа таких наборов, определяют наборы наиболее часто встречающихся коэффициентов долевого участия для заданного количества наборов по условию:

,

где I₁ – число накопленных наборов оптимальных коэффициентов долевого участия за одни сутки,

N – количество наилучших часто встречающихся наборов коэффициентов долевого участия ,

Полученные наборы коэффициентов долевого участия используют при выполнении этапа е).

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на этапе в) циклически формируют эталонный режим работы электроэнергетической системы по уравнению:

где U – матрица столбец напряжений, соответствующих векторам напряжений на k-х шинах электроэнергетической системы;

Y – квадратная матрица комплексных проводимостей сети, определяемая значениями проводимостей оборудования электроэнергетической системы и состояниями коммутационной аппаратуры;

L – единичная диагональная матрица;

J – матрица столбец правых частей, все элементы которой задают равными 0 кроме соответствующего шине k, связанного с вешней балансирующей электроэнергетической системы с эквивалентной электродвижущей силой и проводимостью связи с ней;

Y₀ – матрица столбец начальных добавочных проводимостей, определяемых по выражению:

,

где U_0k – начальное значение напряжения на k-й шине;

– сопряженный вектор суммарной мощности нагрузки и генерации, присоединенной к k-й шине электроэнергетической системы, который определяют в процессе формирования эталонного режима работы электроэнергетической системы по условию:

,

где – положительный весовой коэффициент, характеризующий точность n-го измерения действующего значения напряжения, тока, перетока мощности в электроэнергетической системе;

– класс точности n-го измерителя;

– минимальное значение из классов точности измерителей на объекте энергетики с которого поступила измеренная величина;

– поступившие из электроэнергетической системы значения n-го измерения;

– соответствующие n-м измерениям определенные по эталонному режиму напряжения U_k, токи электросетевого оборудования и перетоки мощности S_KC в контролируемых сечениях s определяемые по выражениям:

,

.