Метод поиска предельного режима в заданном контролируемом сечении с применением потоковой модели
Аннотация
Обеспечение статической устойчивости в энергосистеме в оперативно-диспетчерском управлении осуществляется с помощью контроля перетоков активной мощности в контролируемых сечениях. В соответствии с действующей нормативно-технической документацией поиск предельного перетока по критерию статической апериодической устойчивости необходимо выполнять с помощью утяжеления режима в заданном направлении утяжеления. Для большой энергосистемы существует множество различных траекторий утяжеления, и соответствующие им предельные перетоки в сечении могут значительно отличаться. Для обеспечения статической устойчивости необходимо рассмотреть не менее трех различных траекторий утяжеления и выбрать из них такую, которая приводит к наименьшему предельному перетоку активной мощности в сечении. Таким образом, поиск предельного перетока – это задача эмпирического поиска. В статье предлагается метод определения предельного перетока по статической апериодической устойчивости в контролируемом сечении с помощью метода нелинейного программирования без необходимости перебора различных траекторий утяжеления. Для улучшения численных характеристик метода в качестве уравнений, описывающих установившийся режим, используется потоковая модель. Рассмотрены методы для улучшения вычислительных характеристик предложенного метода. Проведены численные эксперименты для демонстрации возможности предложенного метода.
Литература
2. СТО 59012820.27.010.004-2020. Правила определения максимально допустимых и аварийно допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, а также допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях при работе в вынужденном режиме. Стандарт организации АО «СО ЕЭС», 2020, 25 с.
3. Крюков А.В. Предельные режимы электроэнергетических систем. Иркутск: Иркутский государственный университет путей сообщения, 2012, 236 с.
4. Аюев Б.И., Давыдов В.В., Ерохин П.М. Оптимизационные вычислительные модели предельных режимов электрических систем для заданного направления утяжеления. – Электричество, 2010, № 12, с. 2–7.
5. Аюев Б.И., Давыдов В.В., Ерохин П.М. Оптимизационные модели ближайших предельных режимов электрических систем. – Электричество, 2011, № 3, с. 1–9.
6. Давыдов В.В. и др. Исследование позиционной модели энергетической системы. – Электричество, 2019, № 3, с. 4–14.
7. Ayuev B.I., Davydov V.V., Erokhin P.M. Models of Closest Marginal States of Power Systems in p-Norms. – IEEE Transactions on Power Systems, 2018, 33(2), pp. 1195–1208, DOI: 10.1109/TPWRS.2017.2719125.
8. Идельчик В.И. Расчёты установившихся режимов электрических систем. M: Энергия, 1977, 189 с.
9. Гаврилова А.Е., Банных П.Ю., Паздерин А.В. Применение критерия опасного сечения в алгоритме поиска предельного режима в заданном сечении. – Электроэнергетика глазами молодежи, 2023, т. 1. с. 40–43.
10. Давыдов В.В. и др. Вычислительные модели потокораспределения в электрических системах. М.: Флинта: Наука, 2008, 256 с.
11. Bannykh P. et al. Distribution Grid Power Flow Algorithm Based on Power-Energy Flow Model. – 2018 IEEE 59th International Scientific Conference on Power and Electrical Engineering of Riga Technical University (RTUCON), 2018, DOI: 10.1109/RTUCON. 2018.8659860.
12. Паздерин А.В. и др. Гибридная трехфазно-однолинейная режимная модель для оценки состояния электроэнергетической системы. – Электричество, 2019, № 3, с. 15–23.
13. Неуймин В.Г. и др. Использование оптимизационных методов внутренней точки для оценивания состояния энергосистем. – Известия НТЦ Единой Энергетической Системы, 2012, № 1(66), с. 39–45.
#
1. Prikaz Ministerstva energetiki Rossiyskoy Federatsii (Order of the Ministry of Energy of the Russian Federation) No. 630 dated 03.08.2018.
2. STO 59012820.27.010.004-2020. Pravila opredeleniya mak-simal’no dopustimyh i avariyno dopustimyh peretokov aktivnoy moshchnosti v kontroliruemyh secheniyah, a takzhe dopustimyh peretokov aktivnoy moshchnosti v kontroliruemyh secheniyah pri rabote v vynuzhdennom rezhime. Standart organizatsii AO «SO EES» (Rules for Determining the Maximum Permissible and Emergency Permissible Overflows of Active Power in Controlled Sections, as Well as Permissible Overflows of Active Power in Controlled Sections when Operating in Forced Mode. The Standard of the Organization of JSC "SO UES"), 2020, 25 p.
3. Kryukov A.V. Predel’nye rezhimy elektroenergeticheskih sistem (Limit Modes of Electric Power Systems). Irkutsk: Irkutskiy gosudarst-vennyy universitet putey soobshcheniya, 2012, 236 p.
4. Ayuev B.I., Davydov V.V., Erohin P.M. Elektrichestvo – in Russ. (Electricity), 2010, No. 12, pp. 2–7.
5. Ayuev B.I., Davydov V.V., Erohin P.M. Elektrichestvo – in Russ. (Electricity), 2011, No. 3, pp. 1–9.
6. Davydov V.V. et al. Elektrichestvo – in Russ. (Electricity), 2019, No. 3, pp. 4–14.
7. Ayuev B.I., Davydov V.V., Erokhin P.M. Models of Closest Marginal States of Power Systems in p-Norms. – IEEE Transactions on Power Systems, 2018, 33(2), pp. 1195–1208, DOI: 10.1109/TPWRS. 2017.2719125.
8. Idel’chik V.I. Raschyoty ustanovivshihsya rezhimov elektri-cheskih sistem (Calculations of Steady-State Modes of Electrical Systems). M: Energiya, 1977, 189 p.
9. Gavrilova A.E., Bannyh P.Yu., Pazderin A.V. Elektroenergetika glazami molodezhi – in Russ. (Electric Power Industry Through the Eyes of Youth), 2023, vol. 1. pp. 40–43.
10. Davydov V.V. et al. Vychislitel’nye modeli potokoraspredeleniya v elektricheskih sistemah (Computational Models of Flow Distribution in Electrical Systems). M.: Flinta: Nauka, 2008, 256 p.
11. Bannykh P. et al. Distribution Grid Power Flow Algorithm Based on Power-Energy Flow Model. – 2018 IEEE 59th International Scientific Conference on Power and Electrical Engineering of Riga Technical University (RTUCON), 2018, DOI: 10.1109/RTUCON.2018.8659860.
12. Pazderin A.V. et al. Elektrichestvo – in Russ. (Electricity), 2019, No. 3, pp. 15–23.
13. Neuymin V.G. et al. Izvestiya NTTs Edinoy Energeticheskoy Sistemy – in Russ. (Proceedings of the Scientific and Technical Center of the Unified Energy System), 2012, No. 1(66), pp. 39–45.
