Формирование схемы и сценария действий диспетчера для проверки алгоритмов оперативно-диспетчерского управления электроэнергетическим режимом

В настоящее время предотвращение развития и ликвидация нарушений нормального режима работы электроэнергетической системы осуществляется на основании нормативных документов [1–3]. В соответствии с [3] предотвращение и ликвидация перегрузки линий электропередачи, электросетевого оборудования и контролируемых сечений должны осуществляться совместными действиями диспетчерского и оперативного персонала за допустимое время перегрузки, не превышающее 20 мин. Этот промежуток времени определяется продолжительностью тепловых переходных процессов в элементах энергосистемы.

Согласно [3] определен приоритет схемнорежимных мероприятий, выполняемых диспетчером для ликвидации недопустимого режима работы. Сначала рассматриваются мероприятия по изменению загрузки доступных генерирующих мощностей. Если это мероприятие не обеспечило необходимых показателей режима, то необходимо рассматривать изменение топологии электрической сети, приводящей к увеличению максимально допустимых перетоков активной мощности и (или) к снижению текущих перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, токовой загрузки ЛЭП и перегруженного электросетевого оборудования. Если допустимое решение по изменению топологии электрической сети найти не удалось, то неизбежно частичное или полное ограничение электроснабжения потребителей, осуществляемое путем введения графиков временного и аварийного отключения нагрузок.

В настоящее время автоматизация получения диспетчером информации, необходимой для своевременного и эффективного принятия решения, до сих пор не носит системный характер. Для расчета и оценки режимов энергосистемы применяются статические модели и программный комплекс RastrWin3 [4], в составе которого есть функционал по анализу и оптимизации расчётных режимов энергосистемы. Несмотря на это, поиск оптимального решения по изменению топологии электрической сети за ограниченное время (не более 20 мин) остается нетривиальной задачей, зависящей от сложившихся режимно-балансовых условий. Поэтому в решении этой важной и сложной задачи помимо расчетных комплексов диспетчеру необходим эффективный и универсальный помощник, способный за короткий промежуток времени проанализировать, найти и предложить диспетчеру сценарий или порядок действий, наиболее оптимальный в сложившейся ситуации.

Создание такого помощника сталкивается с рядом принципиальных сложностей, связанных с большим разнообразием возможных топологий и режимно-балансовых условий электрической сети. Разнообразие топологий в первую очередь обусловлено проведением плановых и аварийных ремонтных работ. Например, на период проведения длительных ремонтов (более 4 сут) с высокой аварийной готовностью (более 8 ч) действуют специальные рекомендации по управлению энергосистемой и учет их всех при разработке некоего универсального алгоритма или отлаженного программного обеспечения достаточно затруднителен. В свою очередь разнообразие возможных параметров управляемого объекта связано с суточными, недельными и сезонными графиками нагрузки потребителей электроэнергии. В некоторых случаях действие диспетчера по устранению сложившейся ситуации может приводить к возникновению новой проблемы, т. е. для возвращения энергосистемы в область допустимых состояний может потребоваться несколько последовательных действий. Такие ситуации не полностью изложены в нормативных документах, поскольку рекомендации составляются для базового или типового, а не текущего состояния энергосистемы.

Описанные выше проблемы могут быть принципиально решены за счет применения современных технологий по мере их развития. В настоящее время быстро развиваются алгоритмы, основанные на нейронных сетях [5–7] и квантовых вычислениях [8]. Нейронные сети после обучения обладают возможностью обобщения и классификации [5, 6], что может быть полезно при формировании требуемого помощника диспетчера в ситуациях, не описанных в нормативных документах. Квантовые вычисления эффективны для решения оптимизационных задач при большом переборе возможных параметров и их комбинаций. Поэтому квантовые вычисления могут быть эффективны при поиске оптимального сценария действий диспетчерского персонала при ликвидации нарушений нормального режима работы энергосистемы во всем диапазоне возможных режимно-балансовых условий. Однако при разработке алгоритмов, позволяющих ввести режим энергосистемы в область допустимых значений, неизбежно возникает вопрос о тестовых схемах, необходимых для проверки работоспособности и эффективности будущих алгоритмов.

Имеющиеся в открытом доступе принципиальные электрические схемы СИГРЭ [9] и IЕЕЕ [10] и данные к ним не могут быть использованы для тестирования алгоритмов диспетчерского управления. Основной проблемой здесь является неполнота исходных данных, поскольку указанные схемы в основном предназначены для сравнения алгоритмов расчета установившихся режимов [10, 11]. Информация, необходимая для диспетчерского управления [1–3], для схем СИГРЭ и IЕЕЕ либо полностью отсутствуют, либо представлена в ограниченном виде. Кроме того, электроэнергетические сети РФ существенно отличаются от представленных зарубежных схем по параметрам, характеру и количеству связей, что существенно отличает их свойства как объектов управления.

Цель данной работы заключается в формировании тестовой схемы электроэнергетической системы с достаточным объемом данных, в которой возможны нетривиальные сценарии изменения топологии электрической сети при ликвидации нарушений нормального режима работы и вводе энергосистемы в область допустимых режимов.

Методология формирования схем

Для репрезентативной верификации алгоритмов оперативно-диспетчерского управления искомая тестовая схема должна представлять собой минимально простую топологию с ограниченным числом узлов, допускающую как тривиальные, так и нетривиальные аварийные сценарии, с возможностью принудительного разделения схемы на энергорайоны.

Требование простоты продиктовано тем, что схему предполагается использовать для сравнения различных архитектур алгоритмов управления. Известно, что для каждой архитектуры нейронной сети трудоемкость составления датасета и обучения существенно возрастает с увеличением числа узлов электрической сети. Похожая зависимость наблюдается и при использовании квантовых вычислений, поскольку современная материальная база для проверки таких алгоритмов ограничена. В РФ в настоящее время доступны в основном эмуляторы квантовых компьютеров [12], поэтому уменьшение размеров тестовой схемы энергосистемы и, как следствие, числа кубитов для реализации квантовой версии алгоритма имеет принципиальное значение.

Вместе с тем тестовая схема должна допускать аварийные ситуации, в которых действия диспетчера многовариантны. Диспетчерские решения при конкретных проблемах в энергосистеме регламентируются нормативными документами, однако в зависимости от топологии и режимных параметров могут возникать новые, нестандартные ситуации, требующие дополнительных действий. Нетривиальным будем считать сценарий, в котором для восстановления параметров режима до допустимых значений требуется несколько последовательных действий диспетчера, причём для выбора оптимального набора действий необходимо рассмотреть большое количество вариантов. Наличие таких вариантов управления позволяет выявлять наиболее эффективные подходы в разрабатываемых алгоритмах.

Совместить требования простоты и нетриви-альности можно, если формировать тестовую схему, исходя из сценария аварии и возможных действий диспетчера. В данной статье рассматривается ситуация, возникающая при аварийном отключении линии 500 кВ, задействованной в транзите мощности. В результате её отключения транзит частично перераспределяется по шунтирующим сетям 220 и 110 кВ, что может вызвать перегрузку одной или нескольких связей в этих сетях. Для устранения перегрузки рекомендуется [3] принудительно разделить энергорайон на несколько частей, тем самым предотвращая недопустимую загрузку конкретных линий. При сложной топологии и существующих режимно-балансовых условиях разделение энергосистемы на две части может осуществляться различными способами. Рассмотренный сценарий развития аварии и действий диспетчера соответствует изложенным требованиям.

В статье проводится анализ управления режимом в сетях 110–220 кВ. С учетом ограниченных размеров тестовой схемы важную роль в ней играют параметры граничных узлов в сети 500 кВ. Эти узлы обеспечивают запланированные перетоки активной мощности внутри сети 500 кВ, а также поддерживают допустимые уровни напряжения и адекватный обмен реактивной мощностью меж- ду системой 110–220 кВ и системой 500 кВ. Граничные узлы 500 кВ в модели представлены эквивалентными инъекциями в виде PV-узлов с заданными ограничениями по реактивной мощности Qmin /Qmax и заданным напряжением Uг.

При выборе параметров элементов энергосистемы необходимо учитывать не только изменения транзитных перетоков в сети 500 кВ, но и вариативность балансов в сети 110 и 220 кВ. В составляемой тестовой схеме необходимо обеспечить равномерное распределение в системах 110 и 220 кВ узлов генерации и потребления электроэнергии. Современные электростанции, как правило, являются PV-узлами, наличие регуляторов в которых существенно изменяет распределение напряжений в остальных узлах системы, и тем самым изменяют рассматриваемую систему как объект управления. Для поддержания допустимых напряжений в сети 110 кВ в ремонтных и двойных ремонтных схемах заданы средства компенсации реактивной мощности (СКРМ). Транзитные связи в сети 110 кВ с промежуточными отборами мощности представлены эквивалентными связами с переносом мощности отборов на центры питания 110 кВ.

Тестовая схема, отвечающая сформулированным выше требованиям, показана на рис. 1. На схеме красным цветом показана сеть 500 кВ, зеленым – сеть 220 кВ, синим – сеть 110 кВ. Функционирующие в нормальном режиме ЛЭП обозначены сплошными линиями, отключенные в нормальном режиме ЛЭП показаны пунктиром. Между пересекающимися узлами, имеющими разные номера, но одинаковое расположение, включены трансформаторы. Базисный узел обозначен как «–1».

Характерные примеры параметров узлов приведены в табл. 1, характерные примеры параметров связей (трансформаторы и линии электропередачи) приведены в табл. 2.

В табл. 1 в первой строке приведен пример данных по граничному узлу 500 кВ ( узел 3 на рис. 1), который представлен PV-узлом, включающим в себя информацию по номинальному напряжению U _н, активной мощности Р _г (изменение режима вы-дачи/потребления активной мощности происходит

Рис. 1. Схема электрической сети: 500 кВ (красный), 220 кВ (зеленый), 110 кВ (синий) Fig. 1. Electrical circuit diagram: 500 kV (red), 220 kV (green), 110 kV (blue)

Таблица 1

Таблица 2

Примеры параметров узлов

Table 1

Examples of node parameters

Номер узла	Параметры
	U н , кВ	Р н , МВт	Q н , МВАр	В ш , мкСм	Р г , МВт	Q г , МВАр	Q мин , МВАр	Q макс , МВАр	U г , кВ
3	500	–	–	–	1000	–123,8	–2000	2000	510
27	110	90	45	–4132	–	–	–	–	–
33	110	120	60	–	300	134	–125	250	115

Примеры параметров ветвей

Table 2

Examples of branch parameters

Номера узлов Параметры R, Ом X, Ом G, мкСм B, мкСм Kt IДДТН, А IАДТН, А 1–2 9,11 114,75 0 –1358,6 – 2000 2000 3–9 0,97 54,88 1,5 7,9 0,46 556 695 за счет изменения знака), ограничениям по реактивной мощности Qmin /Qmax и заданному напряжению Uг. Также в табл. 1 показан пример данных по узлу с нагрузкой 110 кВ (узел 27 на рис. 1), который представлен PQ-узлом, включающим в себя информацию по номинальному напряжению Uн, активной и реактивной мощности нагрузки Pн, Qн. Статические характеристики мощности для всех нагрузочных узлов приняты типовыми, взятыми из [4]. При наличии в нагрузочном узле устройства СКРМ в табл. 1 указана его реактивная проводимость Вш. При наличии в нагрузочном узле 110 кВ электростанции дополнительно в табл. 1 указана информация по активной мощности генерации Рг, ограничениям по реактивной мощности Qmin /Qmax и заданному напряжению Uг (пример в табл. 1 с узлом 110 кВ № 33).

Табл. 2 содержит информацию о линиях электропередачи и трансформаторах. Для ЛЭП принята П-образная схема замещения с параметрами R , X , G , B (пример в табл. 2 с ЛЭП 1–2 ). Для трансформаторов принята Г-образная схема замещения с параметрами R , X , G , B и заданным коэффициентом трансформации K t (пример в табл. 2 с трансформатором 3–9 ). Также в табл. 2 указана информация по длительно допустимым и аварийнодопустимым токовым ограничениям ЛЭП и трансформаторов при температуре +25 °С (для трансформатора приведена информация для стороны высокого напряжения).

Поскольку количество узлов в схеме не превышает 60, то расчет ее режимов может быть выполнен в студенческой версии программы RastrWin3 [4].

Для оценки допустимости электроэнергетического режима в схеме энергорайона выделяют контролируемые сечения, формирование которых осуществляется в соответствии с требованиями [13, 14]. Для контролируемых сечений вычисляют предельные значения мощности, при которых достигается один из показателей [13]: превышение тока в одной из линий больше допустимого значения (показатель по току); выход напряжения в одном из узлов за пределы допустимых значений (показатели по максимальному и минимальному напряжению), достижение предела по статической устойчивости (показатель по устойчивости). Указанные показатели вычисляются при выполнении программы утяжеления (изменения мощностей генераторов и нагрузок по определенному алгоритму [14]). При диспетчерском управлении в ЕЭС РФ нормальный и послеаварийный режимы считаются недопустимыми, если не обеспечиваются нормативные запасы в контролируемом сечении, представленные в табл. 3.

Введенный таким образом критерий позволяет сравнивать режимы по запасу мощности (в МВт или %) до достижения наиболее жесткого из критериев (по току, по напряжению, по устойчивости).

Таблица 3

Table 3

Требуемые запасы в контролируемом сечении

Required reserves in the controlled section

Режим энергосистемы	Статическая устойчивость	Напряжение	Токовая загрузка
Нормальный	20 %	15 %	Не превышает допустимую токовую нагрузку
Послеаварийный	8 %	10 %	Не превышает допустимую токовую нагрузку

Коржов А.В., Сафонов В.И., Горшков Е.Е. и др.

Обобщенный алгоритм действий диспетчера состоит:

– из оценки режима после исходной аварии по запасу мощности в контролируемом сечении. При превышении одного из показателей допустимости режима необходимы действия диспетчера по устранению проблемы;

– оценки предполагаемых действий диспетчера при потенциальной аварии одного из элементов оборудования энергосистемы. При превышении одного из показателей допустимости режима для любой из потенциальных аварий действие диспетчера считается недопустимым или недостаточным для возвращения параметров режима в область допустимых значений.

Таким образом, диспетчер должен выбрать действие или набор действий, обеспечивающий переход к допустимому режиму при наибольшем запасе по мощности в контролируемом сечении.

а)

Вариант 1

Результаты исследования

Рассмотрим действия диспетчера при аварийном отключении линии 500 кВ, соединяющей узлы 3 и 5 в схеме на рис. 1 (далее в статье наименования ЛЭП/трансформаторов сокращенно будут называться по номерам начального и конечного узлов, например, ЛЭП 500 кВ 3–5 ). Расчет установившихся режимов при отключенной линии показал, что в случае аварийного отключения ЛЭП 220 кВ 10–15 (расчетный ток 826 А, длительно допустимый ток 825 А) возможна перегрузка ЛЭП 220 кВ 15–16. Для устранения перегрузки в этой ситуации диспетчер должен выбрать один из нескольких вариантов схемно-режимных мероприятий.

Вариант 1 действий диспетчера – отключение автотрансформатора 500/220 кВ 3–9 позволяет перераспределить транзит на более мощную сеть 500 кВ (рис. 2а).

b)

Вариант 2

c)

Вариант 3

d)

Вариант 4

Рис. 2. Варианты оперативно-диспетчерского управления Fig. 2. Options for operational dispatch control

Оценка эффективности действия диспетчера осуществляется с использованием контролируемого сечения КС1 в составе: ЛЭП 500 кВ 6–7 , ЛЭП 500 кВ 1–5 , ЛЭП 220 кВ 9–13 , ЛЭП 220 кВ 8–9 . Фактический переток в КС1 в этом режиме 1026 МВт (потребление 1626 МВт, генерация 600 МВт). Расчетная величина максимально-допустимого перетока (МДП) в КС1 составляет 1111 МВт и определена по критерию непревышения допустимой токовой нагрузки ЛЭП 220 кВ 9–13 при наиболее тяжелой предполагаемой аварии – отключении ЛЭП 500 кВ 1–5 . Запас до МДП по активной мощности в КС1 равен 1111 – 1026 = 85 МВт или 7,7 %.

Вариант 2 действий диспетчера – полный разрыв транзита через сеть 220 кВ путем отключения ЛЭП 220 кВ 10–15 , ЛЭП 220 кВ 10–16 с образованием двух энергорайонов 1 и 2 (рис. 2b) .

Оценка эффективности действия диспетчера осуществляется с использованием контролируемого сечения КС2 для района 1 в составе ЛЭП 500 кВ 6–7 , ЛЭП 500 кВ 1–5 и контролируемого сечения КС3 для района 2 в составе ЛЭП 220 кВ 8–9 , ЛЭП 220 кВ 9–13 , автотрансформатора 500/220 кВ 3–9 . Фактический переток в КС2 составляет 532 МВт (832 МВт потребление и 300 МВт генерация). Расчетная величина МДП в КС2 782 МВт определена по критерию обеспечения 8 % запаса по статической устойчивости при наиболее тяжелой предполагаемой аварии – отключении ЛЭП 500 кВ 1–5 . Фактический переток в КС3 составляет 484 МВт (784 МВт потребление и 300 МВт генерация). Расчетная величина МДП в КС3 495 МВт определена по критерию непревышения допустимой токовой нагрузки автотрансформатора 500/220 кВ 3–9 при наиболее тяжелой предполагаемой аварии – отключении ЛЭП 220 кВ 9–13 . Запас до МДП по активной мощности в КС2 782 – 532 = 250 МВт или 32,0 %, в КС3 495 – 484 = 11 МВт или 2,2 %.

Вариант 3 действий диспетчера – полный разрыв транзита через сеть 220 кВ путем отключения ЛЭП 220 кВ 10–15 , ЛЭП 220 кВ 15–16 , ЛЭП 110 кВ 23–29 с образованием двух энергорайонов 1 и 2 (рис. 2c).

Оценка эффективности действия диспетчера осуществляется с использованием контролируемых сечений КС2 и КС3, определенных ранее для варианта 2. Фактический переток в КС2 составляет 610 МВт (1210 МВт потребление и 600 МВт генерация). Расчетная величина МДП в КС2 773 МВт определена по критерию обеспечения 8 % запаса по статической устойчивости при наиболее тяжелой предполагаемой аварии – отключении ЛЭП 500 кВ 1–5. Фактический переток в КС3 составляет 405 МВт (405 МВт потребление). Расчетная величина МДП в КС3 507 МВт определена по критерию непревышения допустимой токовой нагрузки автотрансформатора 500/220 кВ 3–9 при наиболее тяжелой предполагаемой аварии – отключении ЛЭП 220 кВ 9–13. Запас до МДП по активной мощности в КС2 773 – 610 = 163 МВт или 21,1 %, в КС3 507 – 405 = 102 МВт или 20,1 %.

Вариант 4 действий диспетчера – полный разрыв транзита через сеть 220 кВ путем отключения ЛЭП 220 кВ 15–21 , ЛЭП 220 кВ 21–22 , автотрансформаторов 220/110 кВ 22–32 с образованием двух энергорайонов 1 и 2 (рис. 2d).

Оценка эффективности действия диспетчера осуществляется с использованием контролируемых сечений КС2 и КС3, определенных ранее для варианта 2. Фактический переток в КС2 составляет 635 МВт (935 МВт потребление и 300 МВт генерация). Расчетная величина МДП в КС2 806 МВт определена по критерию обеспечения 8 % запаса по статической устойчивости при наиболее тяжелой предполагаемой аварии – отключении ЛЭП 500 кВ 1–5 . Фактический переток в КС3 составляет 383 МВт (735 МВт потребление и 300 МВт генерация). Расчетная величина МДП в КС3 494 МВт определена по критерию непревышения допустимой токовой нагрузки автотрансформатора 500/220 кВ 3–9 при наиболее тяжелой предполагаемой аварии – отключении ЛЭП 220 кВ 9–13 . Запас до МДП по активной мощности в КС2 171 МВт или 21,2 %, в КС3 111 МВт или 22,5 %.

Для сравнения вариантов приведем запасы до МДП в КС для каждого из вариантов (табл. 4).

Обсуждение результатов

Основным критерием, по которому можно сравнивать различные варианты действий диспетчера, является запас до МДП в контролируемом сечении в каждом из возникших энергорайонов. При этом запас в процентах лучше показывает потенциальную устойчивость ситуации при изменении нагрузки. Изменения нагрузок может быть связано с суточными графиками нагрузки или ее случайными колебаниями. В связи с этим варианты 1 и 2 из табл. 4 значительно проигрывают вариантам 3 и 4. Минимальные запасы составляют 2,2 % (КС3, вариант 2) и 7,7 % (КС1, вариант 1)

Таблица 4

Table 4

Сравнение вариантов

Comparison of Options

	Вариант 1	Вариант 2		Вариант 3		Вариант 4
Номер сечения	КС1	КС2	КС3	КС2	КС3	КС2	КС3
МДП, МВт	1111	782	495	773	507	806	494
Запас до МДП, МВт	85	250	11	163	102	171	111
Запас до МДП, %	7,7	32,0	2,2	21,1	20,1	21,2	22,5

против 20,1 % для варианта 3 и 21,2 % для варианта 4 соответственно. Распределение запасов МДП существенно зависит от многих факторов. Это текущая нагрузка и генерация, ее планируемые изменения, величины и направления перетоков активной мощности по системообразующей сети 500 кВ, температура наружного воздуха и т. д. В зависимости от сочетания этих факторов оптимальные варианты могут изменяться.

Дискуссионным является вопрос об оптимальном соотношении требований простоты тестовой схемы и нетривиальности возможных действий диспетчера при аварийной ситуации. Рассмотренная выше схема была построена исходя из минимизации количества узлов в рассматриваемой энергосистеме с учетом сохранения многовариатности. Минимизация количества узлов в сети 110–220 кВ достигнута за счёт переноса нагрузок с промежуточных отборов мощности на транзитных связях 110–220 кВ в центры питания, минимизация узлов в сети 500 кВ достигнута за счёт эквивалентирова-ния. Полученная тестовая схема обеспечивает многовариантность возможных действий диспетчера, но получение двух- или трехшаговых сценариев действий диспетчера в ней уже невозможно. Для этого нужно либо усложнять схему энергорайонов 1 и 2 либо добавлять соседние энергорайоны. Тем не менее рассмотренная схема является необходимой для первичного анализа алгоритма управления. Если для рассмотренной схемы тестируемый алгоритм показал свою эффективность, то ее можно усложнить, добавив возможность многошаговых сценариев развития аварий.

С учетом дальнейшей математической формализации действия диспетчера можно разделить на три основные группы. К первой группе можно отнести сценарии, в которых используется измене- ние параметров узлов: активной и реактивной мощности синхронных генераторов, изменение реактивной мощности используемых шунтов и т. д. Ко второй группе относятся сценарии, направленные на изменение топологии системы: разделение на энергорайоны, ввод в эксплуатацию резервных или отключенных линий и т. д. Третья группа – это совместные сценарии, обеспечивающие не только многовариантность, но и многошаговость действий диспетчера. Исходя из предложенной классификации, для первичного тестирования алгоритма управления будет достаточно три тестовые схемы, обеспечивающие развитие аварийных ситуаций и действий диспетчера по трем базовым сценариям. При успешном тестировании алгоритма управления на трех базовых схемах эти схемы и соответствующие им сценарии аварий можно усложнять или корректировать для дальнейшего более глубокого тестирования разработанного алгоритма.

Выводы

В статье обоснована актуальность разработки репрезентативных тестовых схем для верификации алгоритмов оперативно-диспетчерского управления, способных моделировать нетривиальные сценарии изменения топологии и многовариантные действия диспетчера. На примере с делением на энергорайоны продемонстрированы основные принципы формирования тестовых схем и показана многовариантность возможных действий на первом шаге диспетчерского управления. Полученная схема пригодна для первичной верификации алгоритмов систематизации информации для принятия решений диспетчером. Для проверки многошаговых сценариев рекомендуется её усложнение или добавление соседних энергорайонов.