Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010

Подождите немного. Документ загружается.

 программно-вычислительные комплексы (ПВК) для оценивания состояния, мо-

делирования (расчетов) и анализа режимов ЭЭС;

 SCADA/EMS, объединяющие (в зависимости от производителя и требований за-

казчика) функции измерения, оценивания состояния, оптимизации и прогнози-

рования.

При этом можно констатировать, что интеллектуальный уровень современных ин-

формационных систем значительно опережает интеллектуальный уровень управляющих

систем. Но, с другой стороны, надежность систем управления на порядок выше надежно-

сти информационных систем. Указанные выводы подталкивают к созданию новой совре-

менной высокоинтеллектуальной и высоконадежной системы управления в электроэнер-

гетике.

Системы автоматического управления в электроэнергетике. Рассмотрим ос-

новные виды систем автоматического управления в электроэнергетике, имеющиеся в на-

стоящий момент:

 релейная защита (РЗ);

 локальная противоаварийная автоматика (ПА);

 локальные регуляторы для генераторов, такие как автоматическое регулирова-

ние возбуждения (АРВ), автоматическое регулирование скорости (АРС);

 локальные регуляторы для электростанций, такие как групповой регулятор ак-

тивной мощности (ГРАМ), групповой регулятор напряжения и реактивной мощ-

ности (ГРНРМ);

 локальные регуляторы напряжения синхронных и статических компенсаторов,

автоматические регуляторы РПН автотрансформаторов и трансформаторов;

 общесистемная ПА, такая как автоматика предотвращения нарушения устойчи-

вости (АПНУ);

 автоматическая система регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ).

Особенность всех существующих систем автоматического управления в электро-

энергетике заключается в том, что в алгоритмах управления участвует ограниченное ко-

личество (в пределах нескольких десятков) контролируемых параметров режима (чаще

всего измеряемые на одном энергообъекте). При этом не учитывается взаимосвязь управ-

ляющих воздействий и неконтролируемых параметров режима, даже тех, за нахождение

которых в допустимых диапазонах отвечает оперативно-диспетчерский персонал.

Можно выделить следующие недостатки существующих систем автоматического

управления в электроэнергетике:

 способность эффективного управления только в ограниченном диапазоне режи-

мов ЭЭС;

 наличие общесистемной неустойчивости локальных регуляторов, для подавле-

ния которой применяют зоны нечувствительности («мертвая зона»);

 необходимость дополнительных управляющих воздействий, выполняемых вруч-

ную, по команде оперативно-диспетчерского персонала;

 необходимость периодической корректировки параметров (уставок) систем ав-

томатического управления, выполняемой вручную, по команде оперативно-

диспетчерского персонала.

Одним из наглядных примеров наличия недостатков в существующих системах ав-

томатического управления является авария на Саяно-Шушенской ГЭС, где гидрогенера-

тор № 2 перед аварией несколько раз проходил через неблагоприятную зону повышенных

вибраций при управлении от ГРАМ и АРЧМ. Можно выделить несколько основных не-

достатков: неучет в ГРАМ параметров работы каждой турбины (например, величины виб-

рации), отсутствие в ГРАМ и АРЧМ интегральных ограничений на работу оборудования в

неблагоприятных режимах (например, в зонах повышенной вибрации у гидрогенераторов).

И еще один недостаток АРЧМ заключается в том, что в ОЭС Сибири, при наличии такого

большого количества гидрогенераторов (на Красноярской, Братской, Усть-Илимской, Ир-

кутской, Новосибирской ГЭС) и турбогенераторов, можно вообще свести к минимуму

количество переходов для гидрогенераторов через неблагоприятную зону повышенных

вибраций.

Анализ актуальности и достаточности требований нормативной базы. Для на-

чала рассмотрим назначение систем управления в электроэнергетике:

 обеспечение процесса передачи электроэнергии от производителя к потребителю;

 обеспечение сохранности оборудования при нештатных и аварийных ситуациях;

 обеспечение надежности и живучести ЭЭС и энергообъединений;

 обеспечение экономичной работы (снижение потерь);

 обеспечение качества электроэнергии (совокупность требований к параметрам

режима).

Следует обратить внимание на задачу обеспечения качества электроэнергии, так

как именно она очень сильно влияет на электрические режимы, способы управления ими

и на ограничения работы ЭЭС и энергообъединений.

Среди множества показателей качества электроэнергии можно выделить несколько

основных групп критериев: частота напряжения; уровень напряжения; форма кривой на-

пряжения. При всей очевидности приведенных критериев можно отметить несоразмерные

требования к ним. Например, отклонения частоты нормируются в диапазоне 0,1 % от но-

минального значения. А при отклонениях даже менее 2 % начинается массовое отключе-

ние потребителей от действия автоматической частотной разгрузки. В тоже время, требо-

вания к уровням напряжения менее жесткие. Рабочий диапазон находится в пределах от

+10 до –5 %. А работа автоматики ограничения повышения напряжения начинается при

повышении уровня до 15÷20 %, а срабатывание автоматики ограничения снижения на-

пряжения при снижении уровня напряжения на 10÷30 %. В части соблюдения на практике

прочих требований к качеству электроэнергии (несимметрия и несинусоидальность) си-

туация еще хуже.

Таким образом,

имеем чрезвычайно жесткие требования по частоте и довольно

мягкие по уровням напряжения. Вероятно, такой перекос был обусловлен возможностями

и потребностями, имевшимися несколько десятилетий назад. А в текущий момент, многие

первопричины уже теряют свою актуальность.

Рассмотрим вопросы, связанные с отклонениями частоты. Безусловно, значитель-

ные отклонения частоты, например повышение на 5 %, приводят к работе вращающегося

оборудования в более тяжелых механических условиях. Также существенное отклонение

частоты приводит к изменению реактивных сопротивлений. А большое снижение частоты

(на 5–10 %) приводит к резкому увеличению токов холостого хода трансформаторов. Но

эти факторы существенны только при более значительных отклонениях, чем 0,1 %.

Основным доводом в поддержку жестких требований по отклонению частоты слу-

жило

мнение, что снижение частоты на 1 Гц и более могло привести к серьезным послед-

ствиям в работе энергосистемы и ее электроприемников. Объяснялось это тем, что при

снижении рабочей частоты снижается скорость вращения питающихся от энергосистемы

электродвигателей. В число этих двигателей, в частности, входят и механизмы собствен-

ных нужд тепловых электростанций, которые

так же выдают мощность в энергосистему.

В настоящий момент такие аргументы все менее и менее актуальны. Связано это с

широким применением частотно-регулируемого электропривода, построенного с приме-

нением силовой электроники [1]. Его применение является фактическим стандартом для

ответственного электропривода, в том числе для собственных нужд электростанций. При-

менение частотно-регулируемого электропривода не только снимает чувствительность

электропривода к изменению частоты и уровней напряжения в узлах энергосистемы, но и

позволяет достичь существенного выигрыша в самом технологическом процессе [2, 3].

Также существует возможность питания ответственного электропривода (доля которого

не так уж и велика) через вставки постоянного тока или электромашинные преобразовате-

ли с асинхронизированной связью, таким образом, можно обезопасить потребителей, на-

ходящихся в районах с высокой вероятностью снижения частоты (например, территори-

ально удаленных).

Также стоит отметить, что большинство нетрадиционных источников электроэнер-

гии, таких как ветрогенерация или некоторые варианты газотурбинных или газопоршне-

вых электростанций, связаны с сетью через инверторы или вставки постоянного тока,

вследствие чего частота выходного напряжения не зависит от изменения нагрузки. Анало-

гичная ситуация с применением вставок и линий постоянного тока, связывающих ЭЭС и

их объединения, работающие несинхронно. При увеличении доли таких источников не-

возможно будет корректно использовать фактор изменения частоты (особенно производ-

ную по частоте) в качестве критерия для управления активной мощностью генераторов.

В тоже время для основного объема потребителей значение частоты не играет ни-

какой роли, по крайней мере, при отклонениях в пределах 5 %. В тоже время, более суще-

ственную роль играют отклонения уровней напряжения. Производительность многих

электроприемников имеет квадратичную зависимость от действующей величины напря-

жения. Большинство электроприводов, неоснащенных системами частотного регулирова-

ния, не могут работать при пониженном напряжении. А повышение уровня напряжения

напрямую влияет на долговечность оборудования.

Учитывая чрезвычайную важность уровня напряжения для любого электроприем-

ника, а также низкое качество реальной электроэнергии, передаваемой потребителям, про-

изводители электроприемников встраивают в них различные электронные схемы стабили-

зации и преобразования напряжения. Фактически экономя на качестве электроэнергии в

большой электроэнергетике, мы значительно переплачиваем за электрооборудование.

Опасность кроется и в том, что современные стабилизирующие устройства питания

потребителей (их наличие во многом вызвано низким качеством электроэнергии), с уче-

том потерь в распределительной сети, обладают обратнонаправленными статическими и

динамическими характеристиками нагрузки [4]. То есть при снижении напряжения на ши-

нах питающей подстанции получаем рост как активной, так и реактивной нагрузки, что

приводит к еще большему снижению напряжения. Несложные расчеты показывают, что

при увеличении объемов такой стабилизированной нагрузки до некоторого уровня наши

современные ЭЭС и энергообъединения потеряют статическую и динамическую устойчи-

вость, и даже незначительные возмущения (такие как удаленные КЗ) смогут привести к

лавине напряжения. В тоже время имеющиеся средства регулирования уровней напряже-

ния в основном являются генераторами электростанций, а их системы АРВ обеспечивают

стабильность напряжения только на шинах самой электростанции. А массовое примене-

ние автоматических регуляторов РПН также увеличивает риск лавины напряжения.

Из данного анализа можно сделать вывод, что развитие современных устройств ав-

томатического регулирования главным образом направлено на поддержание частоты на-

пряжения (за последнее десятилетие отклонения частоты в ЕЭС России существенно

уменьшились), хотя в перспективе такие мероприятия теряют свою значимость. В тоже

время, имеющиеся в энергосистемах России устройства автоматического регулирования

очень слабо приспособлены для поддержания напряжения на шинах потребителей. А их

развитию не уделяется должного внимания.

Выводы. Проведен анализ современных условий в электроэнергетике, сформули-

рованы основные проблемы, связанные с эффективностью существующих систем управ-

ления, и причины их появления.

Приведен краткий анализ существующих в современной электроэнергетике ин-

формационных систем, систем автоматизированного и автоматического управления.

Сформулированы основные недостатки.

Выполнен анализ требований современной нормативной базы РФ в области элек-

троэнергетики с точки зрения их обоснованности и достаточности. Показано, что недоста-

точное развитие нормативной базы и несвоевременная ее актуализация с учетом изме-

няющихся условий и внешнего окружения не способствует повышению эффективности

систем автоматизированного и автоматического управления.

Список использованных источников

1. Колпаков А.И. Перспективы развития электропривода // Силовая электроника. № 1.

2004. С. 46–48.

2. Загрядцкий В.И. Об оценке эффективности энергопреобразования в асинхронных дви-

гателях с короткозамкнутым ротором // Сборник материалов IV международной науч-

но-практической конф. по энергосбережению. Орел: ОрелГТУ. 2006. С. 121–128.

3. Степанов В., Матисон В., Виноградов А., Сибирцев А., Лавров А., Бахарев П., Проку-

дин А. Новые средства энергосбережения и оптимизации энергопотребления // Силовая

электроника. № 3. 2005. С. 30–33.

4. Johansson. S.: Long-term Voltage Stability in Power Systems - Alleviating the Impact of Ge-

nerator Current Limiters. Technical Report No. 335. Dept. of Electric Power Engineering.

Chalmers University of Technology. Sweden. ISBN 91-7179-624-8. 1998.

ВЫБОР ЭФФЕКТИВНОГО АЛГОРИТМА ЛИКВИДАЦИИ

НАРУШЕНИЙ НОРМАЛЬНОГО РЕЖИМА ЭС

А.Р. Белов, Р.Ф. Шарафеев

Филиал ОАО «СО ЕЭС» «Башкирское РДУ»

Введение. Среди проблем управления режимами энергосистемы (ЭС) особое место

занимают проблемы противоаварийного управления. Ввиду этого в настоящее время осу-

ществляется проектирование, модернизация и монтаж современных комплексов противо-

аварийной автоматики, а также модернизация и внедрение программных комплексов (ПК)

предупреждения и ликвидации аварийных нарушений. В связи с возросшими требования-

ми к надежности работы ЭС наиболее остро встает проблема оперативной ликвидации на-

рушений нормального режима ЭС [1].

Управление режимами в условиях аварийной ситуации предполагает предотвраще-

ние развития нарушения нормального режима, ликвидацию возникших аварийных нару-

шений, восстановление нормального режима после аварийных ситуаций. Это требует от

диспетчера особой оперативности. Поэтому в условиях дефицита времени, в целях облег-

чения работы оперативного персонала и повышения безошибочности действий, управле-

ние должно осуществляться с помощью специальных алгоритмов на ЭВМ.

В случае применения этих алгоритмов к динамической модели, отражающей акту-

альные данные телеметрии, появляется возможность получать рекомендации по ликвида-

ции нарушений в режиме реального времени. В случае отсутствия динамической модели

алгоритмы можно использовать для задач планирования режимов.

Алгоритм ликвидации нарушений. Для ликвидации нарушений в Башкирском

РДУ был разработан алгоритм, осуществляющий проверку режима по критерию «1».

Алгоритм реализован в ПК КАСКАД РЕТРЕН, представляющий собой режимный трена-

жер и советчик диспетчера. В комплексе РЕТРЕН, реализованном на базе системы конст-

рукторов КАСКАД, функционирует динамическая интерактивная модель реального вре-

мени, и вся система отображения привязана к информации этой модели [2].

Базовый алгоритм Каскад РЕТРЕН состоит из двух частей, предлагающих два раз-

ных подхода к ликвидации нарушения:

 изменение топологии прилегающей сети путем замыкания нормально отклю-

ченных транзитов;

 загрузка/разгрузка электростанций по активной и реактивной мощности.

Работа алгоритма основана на расчетной модели, состоящей из узлов () и ветвей

(). Узлы могут быть чистой нагрузкой, генераторами или узлами смешанного типа. Вет-

ви представляют собой воздушные линии или автотрансформаторы. Факт нарушения по

току фиксируется сравнением расчетной токовой загрузки с допустимой, по напряжению

– сравнением расчетного напряжения с допустимым в узле.  – множество узлов,  –

множество ветвей, на которых произошло нарушение режима.

Проанализируем работу первой части алгоритма. Для ликвидации нарушения про-

изводится замыкание ветви 



из множества  нормально отключенных ветвей и произ-

водится расчет режима. Полученный режим проверяется на возникновение нарушений на

других участках сети. Если в результате включения транзита на -й итерации не зафикси-

ровано новых нарушений, проводится оценка чувствительности путем расчета уставок по

току ∆

уст

и по напряжению ∆

уст

. После чего восстанавливается исходная схема. Услови-

ем завершения алгоритма является окончание итерации  по множеству . На выходе

имеем множество решений , оценкой эффективности которых является величина откло-

нения по току ∆





доп





 и по напряжению ∆





доп





. В случае неудачного

варианта – ∆



0 или ∆



0, в случае успешного – ∆



0 и ∆



0.

Недостатки первой части алгоритма:

 отсутствие направленного поиска увеличивает время и снижает эффективность

работы алгоритма;

 необоснованный выбор множества  нормально отключенных транзитов на на-

чальном этапе ввиду их разного вклада в ликвидацию нарушения увеличивает

время работы алгоритма;

 проверка только одиночных замыканий снижает вероятность нахождения пра-

вильного решения;

 проверка на новые нарушения не ограничена, что увеличивает время работы ал-

горитма.

Сокращение времени работы алгоритма замыкания транзитов. Указанные не-

достатки поднимают проблему сокращения времени работы описанного алгоритма. Для

этого было предложено реализовать алгоритм на ядре ПК RastrWin. Эффективность ис-

пользования алгоритма замыкания транзитов применительно к ПК RastrWin была иссле-

дована с помощью разработанной программной надстройки, которая дает возможность

использовать быстрый расчетчик установившегося режима ПК RastrWin для реализации

алгоритма.

Надстройка состоит из двух частей: внутрипроцессный COM-сервер событий Rastr

и внепроцессный COM-клиент. Сервер событий не имеет графического интерфейса, за-

пускается при старте ПК RastrWin с помощью макроса и работает прозрачно для пользо-

вателя. Сервер предназначен для обработки событий пользователя, поступающих от гра-

фической оболочки Rastr, а также для запуска приложения COM-клиента. Клиент имеет

интерфейс, представленный на рисунке 1.

Рисунок 1 – Интерфейс клиентской части программной надстройки

Работа надстройки происходит в немодальном окне и не блокирует работу ПК

RastrWin, пользователь может следить за ходом работы в режиме реального времени.

На начальном этапе алгоритм выявляет ветви, на которых замечено нарушение за-

грузки по току. Далее для каждого нарушения последовательно применяется операция за-

мыкания транзита из списка нормально отключенных транзитов, причем после каждого

замыкания производится восстановление режима в исходное состояние.

Для каждого транзита определяется критерий эффективности – отклонение тока от

предельно допустимого расчетного значения. Положительные отклонения

сравниваются с

уставкой по току, которая задается пользователем. В отчете транзиты группируются в по-

рядке убывания их эффективности. Пример протокола работы алгоритма по ликвидации

нарушения на ЛЭП Уфа–Южная–Зеленая 1 приведен в таблице 1.

Таблица 1 – Протокол алгоритма замыкания транзитов для нарушения на ЛЭП

Уфа–Южная–Зеленая 1

Оборудование/

Объект

Вид наруше-

ния

Pрасч.,

МВт

Qрасч.,

Мвар

Iрасч.,

Iдоп.,

Загрузка,

Меры по устранению

ЛЭП Уфа-

Южная - Зеле-

ная1

Недопусти-

мый перегруз

–122,667

-9,71

591,31

500

118,3

Пром1 – Дружба1 Ток 399,793

Разгрузка 191,516 (32,388%)

Пром2 – Дружба2 Ток 405,217

Разгрузка 186,093 (31,471%)

TЭЦ-4 – ТЭЦ-3 Ток 515,858

Разгрузка 75,452 (12,76%)

Султан1,2 – Тюльди Ток

580,737 Разгрузка 10,573

(1,788%)

НПЗ-110 – СПП Ток 585,148

Разгрузка 6,162 (1,042%)

К.Елга1,2 – Субханкул Ток

588,902 Разгрузка 2,407

(0,407%)

Инзер-т – Ассы-т1 Ток 590,301

Разгрузка 1,009 (0,171%)

Туймазы-110 – К.Буляк1,2 Ток

590,467 Разгрузка 0,843

(0,142%)

Туймазы-110 - Нарышево1,2

Ток 590,561 Разгрузка 0,748

(0,127%)

Щ.OЗEP-T – ЧEPHУШKA Ток

590,752 Разгрузка 0,557

(0,094%)

ЧAД-TЯГA – ЧEPHУШKA

Ток 590,785 Разгрузка 0,524

(0,089%)

Чигашево – САНЧУРСК Ток

590,82 Разгрузка 0,49 (0,083%)

KаргTЭЦ - ПУГAЧEB. Ток

591,308 Разгрузка 0,001 (0%)

Применение расчетчика ПК RastrWin сократило время работы алгоритма до

13 с/нарушение (против минуты в КАСКАД РЕТРЕН) при общем количестве нормально

отключенных транзитов 25 (из протокола исключены транзиты, не вносящие поло-

жительный эффект в ликвидацию нарушения).

Однако в алгоритме по-прежнему присутствуют следующие недостатки: отсутст-

вие направленного поиска увеличивает время и снижает эффективность работы алгорит-

ма, проверка только одиночных замыканий снижает вероятность нахождения правильного

решения, необоснованный выбор множества  нормально отключенных транзитов на на-

чальном этапе, ввиду их разного вклада в ликвидацию нарушения, а также отсутствие ог-

раничений по проверке на новые нарушения, увеличивает время работы алгоритма.

Модификация алгоритма. Указанные выше недостатки можно ликвидировать,

применяя генетические алгоритмы, которые позволяют сократить время работы на боль-

ших пространствах поиска, а также комбинировать одиночные решения в цепочки.

Задача формализуется так, чтобы её решение могло быть закодировано в виде век-

тора генов, где каждый ген будет отвечать объекту, представляющему один конкретный

транзит. Размер гена зависит от общего количества транзитов и равен log



. Например,

ген для 2-го транзита некоторого генотипа 1-го поколения при 25 в коде Грея равен

00011.

Сначала случайным образом создаётся множество генотипов начальной популяции.

Они оцениваются с использованием «функции полезности», в результате чего с каждым

генотипом ассоциируется определённое значение («полезность»). Чем больше размер ге-

нотипа, тем меньшей полезностью он обладает (диспетчеру придется осуществлять боль-

ше переключений). С другой стороны, более длинный генотип потенциально может вне-

сти больший вклад в ликвидацию нарушения. Отсюда имеем двухкритериальную задачу.

Функциями полезности будут являться:

– функция полезности по току:



∆



∑







∑∑

∆



max









,









min

, 

max

, (1)

где  – количество нарушений; 



– общий вклад в устранение -го нарушения;  – количе-

ство генов в генотипе для данного поколения; ∆



– это вклад -го транзита (гена) в лик-

видацию -го нарушения;

– функция полезности по количеству переключений:









max,



1,



, (2)

где  – общее количество транзитов.

Полезность вычисляется:

– как для отдельных генотипов:





∆





∆













,









 min

,

 max



,1,





, (3)

















, 







1,



, (4)

где 



∆

– это полезность генотипа  данной популяции по току; 





– это полезность гено-

типа  данной популяции по количеству переключений; 



– это вклад генотипа  в ликви-

дацию -го нарушения; 



– это размер генотипа  (размеры всех генотипов в пределах по-

пуляции l = const);  – это количество особей в данной популяции.

– так и для всей популяции:









;

















(5)

где  – полезность всей популяции;  – суммарная длина всей популяции.

Из полученного поколения, с учётом значения «полезности», выбираются решения

(лучшие особи имеют большую вероятность быть выбранными), к которым применяются

«генетические операторы» («скрещивание» – crossover и «мутация» – mutation), результа-

том является получение новых решений. Выбор особей для скрещивания и мутации осу-

ществляется на основе вероятностей:







∆





















. (6)

Полученный набор вероятностей упорядочивается по возрастанию. Вторая полови-

на набора отбрасывается как менее пригодная для скрещивания. Из  2

⁄

первых членов

набора формируются X-пары родителей:



/









!

2!



 2!



!



4



, (7)

где 

/



– сочетание из  2

⁄

генотипов по 2 родителя.

Для родительских генотипов применяется операция скрещивания и мутации. Тогда

потомки будут формироваться по схеме:

 для родителей выбирается точка разрыва, то есть, начиная с какого члена, будет

происходить скрещивание (примем равной 2);

 составляются 2 комбинации потомков. Например, для родителей 1-го поколения

с точкой равной 2 получим двух потомков: 











;

 с вероятностью скрещивания 

скр

0,5 выбирается 1 потомок;

 к выбранному потомку применяется операция мутации, то есть в полученной

хромосоме инвертируются биты с заданной вероятностью мутации;

 потомок помещается в следующее поколение.

Эта последовательность действий повторяется итеративно на протяжении несколь-

ких жизненных циклов (поколений), пока не будет выполнен критерий остановки. Крите-

рием остановки алгоритма является исчерпание числа поколений, отпущенных на эволю-

цию (выбирается исходя из времени выполнения алгоритма, описанного в разделе 1, то

есть не больше 13 с/нарушение).

На последнем этапе работы алгоритма имеем набор  штук наиболее пригодных

генотипов размером ℓ1. Следующая эволюционная эпоха включает различные парные

комбинации из этих генотипов. При ℓ2 и точка разрыва равна 5. Алгоритм повторяется

вновь. Аналогично оптимальные решения можно искать для векторов ℓ2.

Анализ результатов генетического алгоритма. Для начала оценим время выпол-

нения алгоритма для первой популяции. Это позволит нам предъявить требования к мак-

симальному числу популяций, а следовательно, и к времени работы всего алгоритма.

Возьмем популяцию из 6 генотипов, размер генотипа равен 1 транзиту. Время выполнения

для 1 популяции составило 4 с/нарушение, а значит для того, чтобы улучшить время по

сравнению с приведенным в разделе 1 алгоритмом, количество популяций не должно пре-

вышать двух-трех.

Для двух популяций получим сокращение времени почти в 2 раза по сравнению с

алгоритмом, описанным в разделе 1, оно равно 7 с/нарушение. Результат работы програм-

мы показан на рисунке 2. Протокол работы по ликвидации нарушения на ЛЭП Уфа-

Южная–Зеленая1 представлен в таблице 2.

Результатом работы алгоритма являются 6 решений (заданный размер популяции),

два из которых не вносят положительный вклад, поэтому из протокола исключаются. Та-

ким образом, имеем только 4 решения, а не 13, как в исходном алгоритме (раздел 1), при-

чем первые решения совпадают с полученным ранее результатом.

Таким образом, достоинствами генетического алгоритма являются: направленный

поиск, проверка комбинаций замыканий транзитов, а произвольный выбор транзитов на

начальном этапе быстро компенсируется в результате «эволюционного отбора», что обес-

печивает требуемое время выполнения при варьировании количества поколений. Недоста-

ток – проверка на новые нарушения по-прежнему не ограничена, то есть каждое новое за-

мыкание может привести к новым нарушениям.

Рисунок 2 – Оценка времени выполнения алгоритма для двух популяций

Таблица 2 – Протокол работы генетического алгоритма для нарушения на ЛЭП

Уфа-Южная–Зеленая1

Оборудование/

Объект

Вид

нарушения

Pрасч.,

МВт

Qрасч.,

Мвар

Iрасч.,

Iдоп.,

Загруз-

ка, %

Меры по устранению

ЛЭП Уфа-

Южная – Зеле-

ная 1

Недопусти-

мый перегруз

–122,66

–9,71

591,3

500

118,3

Пром1–Дружба1 Ток 399,793

Разгрузка 191,516 (32,388%)

TЭЦ-4–ТЭЦ-3 Ток 515,858 Раз-

грузка 75,452 (12,76%)

Туймазы-110–К.Буляк1,2 Ток

590,467 Разгрузка 0,843 (0,142%)

KаргTЭЦ–Пугачев. Ток 591,308

Разгрузка 0,001 (0%)

Заключение. В результате модификации исходного алгоритма замыкания транзи-

тов при проверке режима по критерию «1» и реализации его на быстром расчетчике

ПК RastrWin за счет применения направленного поиска удалось значительно сократить

время, затрачиваемое на ликвидацию одного нарушения (7 с/нарушение). Появилась воз-

можность регулировать время выполнения алгоритма за счет задания необходимого числа

поколений. Также появилась возможность проверять различные комбинации транзитов,

что гарантирует нахождение решения, применение которого будет достаточным для пол-

ной ликвидации нарушений.

Дальнейшим развитием может являться создание динамической модели для ПК

RastrWin, отражающей актуальные данные телеметрии. Для этого планируется дополнить

внутрипроцессный COM-сервер возможностью подключения к ОИК СК2007 с помощью

библиотеки КДД. Сервер должен

отправлять запросы на извлечение данных телеметрии

через определенные промежутки времени или в реальном времени на сервер ОИК. Извле-

ченные актуальные данные должны записываться во входные поля таблиц оборудования в

ПК RastrWin. Применение описанных алгоритмов к полученной динамической модели по-

зволит ликвидировать нарушения в темпе реального времени.

Список использованных источников

1. Новые информационные

технологии в задачах оперативного управления электроэнер-

гетическими системами / Н.А. Манов, Ю.Я. Чукреев, М.И. Успенский и др. Екатерин-

бург: УрО РАН, 2002. С. 43–59.

2. РЕТРЕН // Описание комплекса КАСКАД-НТ 2.0 [Электронный ресурс]/ Официальный

сайт производителя. Электрон. дан. – 2010. Режим доступа: http://www.cascade-

nt.narod.ru/retren.htm, свободный.