Надійність та економічність роботи складних електроенергетичних систем (ЕЕС) суттєво залежить від ефективності вирішення технологічних задач оперативного управління.

Програмний комплекс КОСМОС [1], який активно використовується в енергосистемах та енергооб'єднаннях Росії, об'єднує в своєму складі рішення таких задач: синтезу розрахункової схеми на основі описів схем первинних комутацій станцій та підстанцій; оцінювання режимів енергосистем на основі телеметричної інформації; розрахунку сталих і самоусталених за частотою режимів; обважнення сталих режимів; еквівалентування сталих режимів; оптимізації режимів за активною потужністю; оптимізації режимів за реактивною потужністю; ієрархічних розрахунків режимів енергосистем.

Технологічні програми, що входять до складу комплексу, мають спільне сервісне середовище і спираються на єдину спеціалізовану базу даних. У комплексі широко використовуються можливості роботи з графічними зображеннями схем енергосистем і схем первинних комутацій станцій і підстанцій. Основний режим роботи – інтерактивний, що забезпечує активну взаємодію з технологом у процесі підготовки і проведення розрахунків.

Базовою в комплексі КОСМОС є програма оцінювання режимів енергосистем на основі телеметричної інформації. Створена за її допомогою модель електричного режиму використовується для рішення інших задач, що входять до складу комплексу. По суті, оцінювання стану зводиться до розв'язування чотирьох взаємозалежних задач:

• синтезу розрахункової схеми на основі телесигналів, що характеризують стан вимикачів і роз'єднувачів;
• перевірки того, що режим спостерігається і компенсації дефіциту телевимірювань за рахунок використання статистичних чи емпіричних залежностей;
• відбраковування вимірів, що містять грубі помилки;
• розрахунку збалансованого електричного режиму відповідно до прийнятого критерію оцінювання.

Усі задачі можуть успішно розв’язуватися при використанні як основи алгоритму або методу найменших модулів, або методу найменших зважених квадратів.

Великий досвід упровадження програми оцінювання стану для розрахунків режимів енергосистем і енергооб’єднань переконує в тому, що в даний час найбільш слабкою ланкою при формуванні моделі електричного режиму є наявність помилок у телесигналах, у результаті чого на етапі синтезу формується невірний опис розрахункової схеми. До найбільш розповсюджених відносяться помилки у визначенні стану гілок (включена чи відключена), а також помилки в завданні стану реакторів. До останнього часу задача уточнення стану топології в рамках оцінювання режимів не ставилася і не розв’язувалася. Зараз методика рішення цієї задачі розроблена і реалізована в програмному комплексі КОСМОС.

Основна проблема полягала в необхідності відокремити помилки в описі топології мережі від помилок у вимірах. Наявність і тих, і інших істотно спотворює результат оцінювання. При цьому в обох випадках у районах, близьких до джерела помилки, спостерігаються значні відхилення між обмірюваними і розрахунковими величинами. Очевидно, щоб констатувати факт помилки в топології розрахункової схеми, необхідно визначити елемент, зміна стану якого істотно зменшує число неприйнятних відхилень між обмірюваними та розрахованими параметрами в збуреному районі. Якщо зміна стану приводить до більшого виграшу, ніж усунення кожного з вимірів, то можна припустити, що помилково задано стан елемента розрахункової схеми, а не будь-який вимір. Виграш оцінюється як по величині зниження значення цільової функції оцінювання, так і по числу значних відхилень.

Запропонована методика заснована на цілеспрямованому переборі рішень при обмеженому числі варіантів зміни стану окремих елементів. Розрахунок режиму, що відповідає тому чи іншому варіанту, виконується за допомогою ефективних алгоритмів корекції деякого базового рішення.

Найбільш часто у якості основи алгоритму для оцінювання стану використовується метод зважених найменших квадратів, що припускає мінімізацію цільової функції (1):

          (1)

Оскільки залежності є нелінійними, то і цільова функція (1) не є квадратичною. Її мінімізація виконується як ітераційний процес, що припускає заміну функції (1) на кожній ітерації її квадратичною апроксимацією (2):

          (2)

При цьому для розрахунку збільшень незалежних параметрів ∆u необхідно розв'язувати систему лінійних рівнянь із симетричною матрицею коефіцієнтів (3):

          (3)

Очевидно, ставити під сумнів стан більшості гілок розрахункової схеми не доцільно. Якщо після мінімізації функції (1) виявляється, що розрахункові величини потоків потужності по деяких гілках несуттєво відрізняються від відповідних вимірів, то малоймовірно, що їхній стан заданий помилково. Тому визнавати сумнівним належить стан лише тих гілок, по яких або відсутні виміри потоків потужності, або розрахункові величини потоків значно відрізняються від тих, що вимірювалися.

Якщо проаналізувати структуру матриці Гессе, то при вмиканні або вимиканні однієї з гілок вона змінюється незначною мірою. Оскільки цільова функція (1) є сумою квадратів відхилень між обмірюваними і розрахунковими величинами, то і матриця визначається підсумовуванням квадратичних апроксимацій відхилень кожного з вимірів. Тому зміна стану тієї чи іншої гілки позначається лише на тих складових, які відповідають вимірам потоків потужності по гілці, що тестується, або вимірам потужностей у вузлах схеми, до яких примикає така гілка.

Якщо гілка, стан якої уточнюється, зв'язує вузли і та j, то при зміні її стану зміняться лише стовпці та рядки, що відповідають взаємним похідним незалежних перемінних, що відповідають вузлам, які цю гілку визначають. Оскільки, як було сказано раніше, у якості незалежних перемінних виступають модулі і фази напруг, то зміна стану деякої гілки приводить до зміни чотирьох стовпців і чотирьох рядків, що відповідають похідним по модулях і фазах вузлів початку і кінця гілки. Сказане ілюструється рисунком 1.

Для розв'зання системи рівнянь (3) використовується розкладання Холесского:

          (4)

Для корекції розкладання (4) у зв'язку з заміною одного стовпця й одного рядка матриці G, необхідно розрахувати додаткові мультиплікатори:

Мультиплікатори відрізняються від одиничної матриці лише або одним рядком, або одним стовпцем.

Рис.1

При реалізації алгоритму перебору варіантів зміни стану гілок необхідно контролювати можливість появи нової підсхеми, не зв'язаної з іншою частиною, або об'єднання підсхем. У першому випадку, якщо відокремилася підсхема, призначається додатковий вузол, у якому фіксується фаза, у другому – фіксація фази в деякому вузлі скасовується. Крім того, у процесі включення чи відключення гілок можна наразитися на появу нових районів, що не спостерігаються. В алгоритмі передбачені рішення, що дозволяють усунути зв'язані з цим негативні наслідки.

Широке впровадження програм оцінювання стану в енергосистемах і енергооб'єднаннях, а також швидкий розвиток засобів обміну інформацією між рівнями диспетчерського керування визначило доцільність розробки ієрархічних підходів до формування моделей електричних режимів на основі телеметричної інформації [2].

Відповідно до розробленої методики ієрархічних розрахунків передбачається передача з нижнього рівня на верхній як описів моделей, на основі яких відбувається оцінювання, так і деякої оперативної інформації. Пересилання моделей (у даний час використовується термін «публікація») здійснюється з ініціативи енергосистем нижнього рівня, причому тільки в тих випадках, коли в їхні описи вносяться будь-які зміни й уточнення. Пересилання оперативної інформації виконується автоматично диспетчером реального часу, під керуванням якого працює програма оцінювання стану. Звичайно автоматичний запуск програми оцінювання стану і пересилання результатів виконуються засобами оперативно-інформаційних комплексів (ОІК). Об'єм інформації, що пересилається, дозволяє повторити на верхньому рівні розрахунок режимів енергосистем нижнього рівня, оскільки включає усі використовувані телевимірювання і телесигнали.

При надходженні чергової порції інформації з енергосистем нижнього рівня на верхньому рівні автоматично виконується архівація даних. Коли виникає задача формування режиму по об'єднаній розрахунковій схемі, то спочатку повторюються розрахунки, що раніше виконувалися на нижньому рівні, а потім відбувається об'єднання розрахункових схем і формується модель режиму енергооб'єднання.

Перевага даного підходу полягає в наступному:

• обмін інформацією між рівнями мінімізований;
• супровід розрахункових схем виконується в енергосистемах нижнього рівня;
• на верхньому рівні зберігається можливість контролю якості розрахунків в енергосистемах нижнього рівня;
• при розрахунках у підсистемах нижнього рівня вирішуються питання компенсації дефіциту телеметрії за рахунок використання псевдовимірювань;
• підбір базового режиму для розрахунку псевдовимірювань також виконується на нижньому рівні;
• відбраковування вимірів, що містять грубі помилки, виконується при розрахунках окремо в кожній з енергосистем.

Очевидно, якщо у всіх підсистемах ефективно вирішені питання спостереження режиму, а також відбраковування вимірів, що містять грубі помилки, то на завершальній стадії оцінювання за синтезованою схемою виконується без проблем.

Основний недолік запропонованого підходу полягає в необхідності повторного оцінювання режимів всіх енергосистем нижнього рівня перш, ніж почнеться синтез об'єднаної схеми. Однак, з огляду на високу швидкодію сучасної обчислювальної техніки (час, необхідний для проведення розрахунку за схемою порядку 700 вузлів не перевищує 2 секунд), цей недолік перекривається явними вигодами.

При необхідності проведення розрахунку на верхньому рівні починає діяти спеціальна підсистема комплексу КОСМОС, що вводить з бази дані телевимірювання і телесигнали за зазначений в запиті час і потім запускає розрахунки режимів енергосистем нижнього рівня. КОСМОС контролює протікання розрахунків і в міру їхнього завершення запускає засоби аналізу результатів у кожній з підсистем окремо. Для цієї мети використовується багатовіконний інтерфейс – після завершення чергового розрахунку програма відкриває додаткове вікно, роботу з яким забезпечує незалежна підсистема, що підтримує графічний інтерфейс і всі засоби, призначені для аналізу результатів.

Після закінчення розрахунку режиму останньої з енергосистем, запускається програма синтезу об'єднаної схеми. Вона спирається на результати розрахунку кожної з підсистем і виконує наступні перетворення:

• виділяє з кожної підсистеми власні вузли і вузли примикання зв'язків між підсистемами;
• виконує перенумерацію вузлів з метою запобігання можливості використання тих самих номерів у різних підсистемах;
• перевіряє правильність ідентифікації зв'язків між підсистемами і поєднує таблиці вузлів і гілок;
• поєднує описи схем первинних комутацій станцій і підстанцій;
• складає набір графічних зображень, до якого входять схеми енергосистем і схеми основної мережі єдиної енергосистеми;
• виконує синхронний розворот фаз напруг у кожній з підсистем, що забезпечує мінімум небалансів потоків потужності по зв'язках між підсистемами.

Далі, після завершення синтезу, виконується оцінювання стану за єдиною схемою з використанням псевдовимірів, що використовувалися у кожній з підсистем, з урахуванням відбракованих вимірів і наближень за напругами. Результат розрахунку відображається в додатковому вікні і забезпечується тими ж засобами аналізу, що і розрахунки, виконані на основі моделей підсистем.

Інформація, що описує модель режиму об'єднаної енергосистеми, далі може використовуватися для розрахунків за програмами, що входять до складу комплексу КОСМОС, а також може бути експортована для використання іншими програмними комплексами.

Програма ієрархічного оцінювання в даний момент впроваджена в ЦДУ ЄЕС Росії і протягом біля двох років використовується для формування режиму Єдиної енергосистеми на основі результатів, одержуваних при розрахунках режимів п'яти ОЕС. Параметри схем представлені в наступній таблиці:

Загальний час виконання розрахунку, що включає повторне оцінювання схем енергосистем нижнього рівня, формування єдиної розрахункової схеми і завершальну фазу розрахунку за повною схемою складає 6 – 7 секунд. Якість результатів відповідає вимогам точності розв’язання задачі на рівні ЦДУ. Роботи з впровадження комплексу ієрархічного оцінювання ведуться в двох ОДУ Росії.

Досвід експлуатації підтвердив перевагу ієрархічного оцінювання над традиційним, якщо йдеться про розрахунки схем великого об'єму. Реалізація такого підходу представляється перспективною і для України. Передбачається, що схема ОЕС України може бути сформована на основі режимів, що формуються при розрахунках на рівні енергосистем.

Результати вирішення таких задач оперативного управління, як оцінювання стану ЕЕС та оперативної оптимізації поточного режиму за напругою та реактивною потужністю, залежать також від похибок параметрів мережі та режиму. Звичайно при вирішенні цих задач параметри мережі вважаються незмінними, а такий важливий параметр режиму, як втрати на корону у високовольтних ЛЕП представляться для певних видів погоди типовими характеристиками у вигляді степенних поліномів від вузлових напруг. Відомо, що такі пасивні параметри ЛЕП як активний опір та ємнісна проводимість не є постійними. Активний опір ЛЕП залежить від температури проводу, зумовленої впливом температури оточующого повітря та током, який проходить по лінії. На величину ємнісної проводимості ЛЕП впливає проводимість грунту, ступінь провисання проводів та так званий реактивний ефект корони [3].

Сучасні реєстратори інформації, що використовуються як прилади телемеханіки, дозволяють на більш високому якісному рівні вирішувати задачі оперативного управління. Розроблений алгоритм ідентифікації пасивних параметрів високовольтних ліній та оперативного визначення втрат на корону реалізовано у вигляді програмного модуля та інформаційно спряжений з ПК КОСМОС [4]. При циклічному використанні програми оцінювання стану на відрізках стаціонарності зміни втрат на корону в часі ΔPк=f(t) визначаються та оперативно коректуються нелінійні регресійні залежності ΔPк від вузлових напруг. Ефективність розробленого алгоритму та програми підтверджені численними розрахунками з використанням метода статистичного моделювання та даними натурних вимірів на ЛЕП 750 Західно-Українська – Вінниця.

Для розрахунку та аналізу очікуваних режимів використовується програма оперативного (внутрішньодобового) прогнозування сумарних електричних навантажень (СЕН) та електроспоживання, яка інформаційно і технологічно базується на розроблених методиці та алгоритмі багаторівневого багатофакторного взаємозв'язанного прогнозування електричних навантажень на різних часових інтервалах [5]. Підвищення точності результатів оперативного прогнозування СЕН досягається за рахунок ієрархічного (трирівневого) вирішення цієї задачі з використанням адаптивно уточнюваних за трьома типами впливаючих факторів (технологічних, метеорологічних і астрономічних) результатів короткострокового прогнозування СЕН.

Ефективність оперативного керування енергосистемами значною мірою залежить від рівня підготовки оперативно-диспетчерського персоналу. У його забезпеченні велику роль відіграють тренажерно-навчальні системи як сукупність технічних (власне комп’ютери ) та програмних засобів. Тепер, коли компютерна техніка є основою технічних засобів оперативно-диспетчерського керування енергосистемами у вигляді оперативних інформаційно-керуючих комплексів (ОІКК), у тренажерах диспетчерського персоналу для відображення оперативної (поточної) інформації про режим енергосистеми повинні використовуватися саме форми ОІКК, а сам тренажер стає специфічною підсистемою цього комплексу: за джерелом інформації та формою відображення він співпадає з ОІКК, але на відміну від нього використовується поза поточною оперативною роботою диспетчера.

Регулярне використання оцінювання стану та накопичення результатів розрахунку поточних режимів у спеціальній бібліотеці (базі) є інформаційним джерелом тренажера і створює можливість для суттєвого полегшення роботи по підготовці регулярних тренувань диспетчерського персоналу. Інший бік проблеми полягає у створенні адекватних засобів математичного моделювання енергосистеми у тренажері. Переважна більшість режимних ситуацій для потреб диспетчерських тренувань може бути змодельована шляхом розрахунків усталених та самоусталених режимів. Ці розрахунки дають значення напруги у вузлах електричною мережі, перетоків потужності та струмового навантаження ліній та трансформаторів , а також значення усталеної частоти у відокремленому районі системи – це параметри, які і потрібні диспетчеру для прийняття рішень в аварійних ситуаціях. Разом з тим, на етапі підготовки тренування може бути необхідним і корисним перевірка стійкості енергосистеми та дій відповідної протиаварійної автоматики у конкретній схемно-режимній ситуації, яка передбачається планом тренування, з конкретними уставками автоматики. Це завдання можна виконувати з використанням розробленого нами програмного комплексу розрахунку і аналізу стійкості (динамічної та статичної) енергосистем, який інформаційно узгоджений з ПК КОСМОС. Незначну кількісно, але дуже важливу для забезпечення стійкості, надійності та живучості енергосистеми частину тренувань складають ті тренування, які пов’язані з аварійним вимкненням потужних енергоблоків, відмовами автоматики запобігання порушень стійкості та як наслідок досить різкими процесами зміни частоти, поділом енергосистеми на незбалансовані частини, роботою АЧР та ін. Для моделювання таких процесів найбільш адекватною є реалізована нами у прототипі тренажера [6] так звана одночастотна модель динаміки енергосистеми, яка нехтує взаємними коливаннями синхронних машин. Використання цієї моделі забезпечує на сучасних комп’ютерах швидкість розрахунку, яка на порядок вища за швидкість реальних процесів. Дослідження реальних процесів, викликаних аварійними вимкненнями енергоблоків АЕС, які приводили до значних змін частоти у період, коли ОЕС України працювала ізольовано від ЄЕС Росії, показало, що потужність атомного реактора помітно підвищується при зниженні частоти. Спираючись на цю інформацію, ми сформували та програмно реалізували спрощену математичну модель водо-водяного енергетичного реактора, в якій враховується залежність витрат теплоносія від частоти струму електроживлення власних потреб електростанції [7]. Це дозволило підвищити точність моделювання АЕС і в цілому процесів зміни частоти при раптовому виникненні небалансів активної потужності в енергосистемі без надмірного ускладнення моделі.

Таким чином, розроблене програмне забезпечення дозволяє підвищити ефективність рішення технологічних задач оперативного управління енергосистем завдяки уточненню математичних моделей елементів системи, використанню сучасних чисельних методів, які забезпечують необхідну точність, надійність і обчислювальну стійкість рішення.

В даний час планується впровадження розробленого програмного забезпечення в НЕК "Укренерго" та її регіональних енергосистемах.

1. Прихно В.Л. Программный комплекс КОСМОС оперативных расчетов режимов энергосистем на основе телеметрической информации // Праці Інституту електродинаміки НАН України – Київ, 2000. - С.118-127.
2. Аюев Б.И., Демчук А.Т., Прихно В.Л. Иерархическая система расчета текущего режима Единой энергетической системы по данным телеизмерений // Энергетик. – 2004. - №5 – С.9-12.
3. Левитов В.И., Попков В.И. О реактивном эффекте короны переменного тока // Электричество 1956.- №7 – С.24-29
4. Черненко П.А., Волхонский А.С. Оперативное определение потерь мощности с идентификацией пассивных параметров ЛЭП 750кВ // Технічна електродинаміка. Тем. випуск ”Проблеми сучасної електротехніки” – 2004. – Ч.2, С.33-36
5. Черненко П.А. Многоуровневое взаимосвязанное прогнозирование электрических нагрузок энергообъединения // Праці Інституту електродинаміки НАН України – Київ, 2000. - С.99-104.
6. Авраменко В.Н., Гуреева Т.М., Юнеева Н.Т. Моделирование динамики энергосистемы и структура режимного диспетчерского тренажера // Технічна електродинаміка. Тем. Випуск ”Проблеми сучасної електротехніки” – 2002. – Ч.7, С.70-75
7. Авраменко В.Н., Гуреева Т.М., Юнеева Н.Т. Агеев Е.А. Модели и программы расчета динамики в тренажерном комплексе для диспетчеров энергосистем // Технічна електродинаміка. Тем. випуск ”Проблеми сучасної електротехніки” – 2004. – Ч.3, С.20-23